WO2012023527A1 - 炭化水素油の製造方法及び炭化水素油の製造システム - Google Patents

炭化水素油の製造方法及び炭化水素油の製造システム Download PDF

Info

Publication number
WO2012023527A1
WO2012023527A1 PCT/JP2011/068481 JP2011068481W WO2012023527A1 WO 2012023527 A1 WO2012023527 A1 WO 2012023527A1 JP 2011068481 W JP2011068481 W JP 2011068481W WO 2012023527 A1 WO2012023527 A1 WO 2012023527A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
oil
catalyst
storage tank
fine powder
hydrocarbon
Prior art date
Application number
PCT/JP2011/068481
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
真理絵 岩間
和彦 田坂
祐一 田中
Original Assignee
独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構
国際石油開発帝石株式会社
Jx日鉱日石エネルギー株式会社
石油資源開発株式会社
コスモ石油株式会社
新日鉄エンジニアリング株式会社
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構, 国際石油開発帝石株式会社, Jx日鉱日石エネルギー株式会社, 石油資源開発株式会社, コスモ石油株式会社, 新日鉄エンジニアリング株式会社 filed Critical 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構
Priority to BR112013003872A priority Critical patent/BR112013003872A2/pt
Priority to US13/817,247 priority patent/US8906969B2/en
Priority to AU2011291804A priority patent/AU2011291804B2/en
Priority to CA2806285A priority patent/CA2806285C/en
Priority to EA201390250A priority patent/EA023903B1/ru
Priority to CN201180050173.9A priority patent/CN103228765B/zh
Priority to EP11818169.2A priority patent/EP2607454B1/en
Publication of WO2012023527A1 publication Critical patent/WO2012023527A1/ja
Priority to US14/478,433 priority patent/US20140377142A1/en

Links

Images

Classifications

    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D3/00Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping
    • B01D3/009Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping in combination with chemical reactions
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G47/00Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J8/00Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
    • B01J8/005Separating solid material from the gas/liquid stream
    • B01J8/007Separating solid material from the gas/liquid stream by sedimentation
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01JCHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J8/00Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes
    • B01J8/18Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles
    • B01J8/20Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles with liquid as a fluidising medium
    • B01J8/22Chemical or physical processes in general, conducted in the presence of fluids and solid particles; Apparatus for such processes with fluidised particles with liquid as a fluidising medium gas being introduced into the liquid
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C07ORGANIC CHEMISTRY
    • C07CACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
    • C07C1/00Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon
    • C07C1/02Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon from oxides of a carbon
    • C07C1/04Preparation of hydrocarbons from one or more compounds, none of them being a hydrocarbon from oxides of a carbon from carbon monoxide with hydrogen
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2/00Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2/00Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon
    • C10G2/30Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen
    • C10G2/32Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon from carbon monoxide with hydrogen with the use of catalysts
    • C10G2/34Apparatus, reactors
    • C10G2/342Apparatus, reactors with moving solid catalysts
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G31/00Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C10PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10GCRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/201Impurities
    • C10G2300/208Sediments, e.g. bottom sediment and water or BSW

Definitions

  • the present invention relates to a hydrocarbon oil production method and a hydrocarbon oil production system.
  • a synthesis gas mainly composed of carbon monoxide gas and hydrogen gas is produced by reforming a gaseous hydrocarbon raw material such as natural gas, and a hydrocarbon oil (hereinafter referred to as “FT synthetic oil "), and after an upgrade process, which is a process for producing various liquid fuel oil base materials by hydrogenating and refining FT synthetic oil, kerosene / light oil base materials and naphtha, or A technique for producing wax or the like is known as a GTL (Gas To To Liquids) process (see, for example, Patent Document 1).
  • GTL Gas To To Liquids
  • a catalyst having activity in a solid FT synthesis reaction (hereinafter, sometimes referred to as “FT synthesis catalyst”) particles is suspended in a hydrocarbon oil.
  • FT synthesis catalyst a catalyst having activity in a solid FT synthesis reaction
  • a bubble column type slurry bed FT synthesis reaction system is disclosed in which a synthesis gas is blown into a slurry thus produced to perform an FT synthesis reaction (see Patent Document 2 below).
  • the bubble column type slurry bed FT synthesis reaction system for example, a reactor that contains a slurry and performs an FT synthesis reaction, a gas supply unit that blows synthesis gas into the bottom of the reactor, and an FT synthesis reaction in the reactor
  • an external circulation system including an FT synthesis catalyst particle separated by the above and a return pipe for returning a part of hydrocarbon oil to a reactor.
  • the catalyst separator in the bubble column type slurry bed FT synthesis reaction system includes a filter having an opening of about 10 ⁇ m, for example. By this filter, the FT synthesis catalyst particles in the slurry are collected and separated from the hydrocarbon oil.
  • a part of the FT synthesis catalyst particles is gradually refined into a fine powder due to friction between the FT synthesis catalyst particles, friction with the inner wall of the reactor, or thermal damage due to the FT synthesis reaction.
  • the fine powder whose particle size is smaller than the opening of the filter of the catalyst separator (hereinafter sometimes referred to as “catalyst fine powder”) passes through the filter together with the hydrocarbon oil, and the reaction in the upgrading process of the FT synthetic oil. In some cases, it flowed into the system.
  • the inflow of the catalyst fine powder into the reaction system causes deterioration of the catalyst used in the reaction system, an increase in pressure loss of the reactor, and further deterioration of the quality of the liquid fuel substrate and the liquid fuel product.
  • the present invention has been made in view of the above problems, and provides a hydrocarbon oil production method and production system capable of suppressing the catalyst-derived catalyst fine powder used in the FT synthesis reaction from flowing into the reaction system of the upgrading process.
  • the purpose is to provide.
  • a method for producing a hydrocarbon oil according to the present invention comprises a Fischer-Tropsch using a slurry bed reactor that holds a slurry containing liquid hydrocarbon and a catalyst suspended in the liquid hydrocarbon.
  • a step of obtaining a hydrocarbon oil containing catalyst fine powder derived from a catalyst by a synthesis reaction, and a tower oil containing at least one kind of distillate oil and catalyst fine powder using a rectifying tower The fractionation step, the step of transferring at least a part of the bottom oil to the storage tank, the step of collecting and collecting the catalyst fine powder at the bottom of the storage tank, and the hydrocracking from the remaining fractionator of the bottom oil Transfer to the apparatus and / or transfer of the supernatant of the bottom oil collected with catalyst fine powder in the storage tank to the hydrocracking apparatus, and use the hydrocracking apparatus to Or hydrocracking the supernatant of the bottom oil.
  • the fine catalyst powder contained in the FT synthetic oil is concentrated in the bottom oil of the rectifying column, and the bottom oil of the concentrated tower fine oil is concentrated. At least a part of the catalyst is transferred to a storage tank, and the catalyst fine powder settles on the bottom of the storage tank and is collected, so that the catalyst fine powder becomes a reaction system (hydrocracking apparatus) for hydrocracking the bottom oil. Inflow can be efficiently suppressed.
  • the storage tank has a structure for suppressing the movement of the catalyst fine powder settled on the bottom at the bottom. Thereby, it can suppress more efficiently that catalyst fine powder flows in into the reaction system (hydrocracking apparatus) for hydrocracking of tower bottom oil.
  • the hydrocarbon oil production system includes a slurry bed reactor that holds a slurry containing liquid hydrocarbon and a catalyst suspended in the liquid hydrocarbon inside, and a catalyst fine powder derived from the catalyst.
  • a Fischer-Tropsch synthesis reactor for obtaining a hydrocarbon oil containing bismuth, a rectifying column for fractionating the hydrocarbon oil into at least one distillate oil and a bottom oil, and hydrogen in the bottom oil
  • a hydrocracking apparatus for performing hydrocracking, a bypass line connecting the bottom of the rectifying column and the hydrocracking apparatus, a transfer line branched from a branch point of the bypass line, and a catalyst connected to the transfer line, And a storage tank for collecting fine powder by sedimentation at the bottom.
  • hydrocarbon oil production system According to the hydrocarbon oil production system according to the present invention, it is possible to carry out the hydrocarbon oil production method according to the present invention.
  • the storage tank is provided with a structure at the bottom for suppressing the movement of the catalyst fine powder settled on the bottom. Thereby, it can suppress more efficiently that catalyst fine powder flows in into the reaction system (hydrocracking apparatus) for hydrocracking of tower bottom oil.
  • the manufacturing method and manufacturing system of hydrocarbon oil which can suppress efficiently that the catalyst fine powder derived from the catalyst used for FT synthesis reaction flow into the reaction system of the upgrading process of FT synthetic oil are provided. It becomes possible to do.
  • FIG. 2 (a), FIG. 2 (b), FIG. 2 (c), FIG. 2 (d), FIG. 2 (e), FIG. 2 (f) and FIG. 2 (g) relate to the embodiment of the present invention.
  • FIG. 3A, FIG. 3B, and FIG. 3C are schematic views showing specific examples of storage tank arrangements provided in the hydrocarbon oil system according to the embodiment of the present invention.
  • 4 (a) and 4 (b) are schematic views showing a specific example of the arrangement of storage tanks provided in the hydrocarbon oil system according to the embodiment of the present invention.
  • a hydrocarbon oil production system 100 used in the present embodiment is a plant for performing a GTL process for converting a hydrocarbon raw material such as natural gas into a liquid fuel (hydrocarbon oil) base material such as light oil, kerosene and naphtha. Equipment.
  • the hydrocarbon oil production system 100 of this embodiment includes a reformer (not shown), a bubble column type slurry bed reactor C2, a first rectification column C4, bypass lines L12 and L16, transfer lines L14a and L14b ( In some cases, only L14a), a storage tank T2, a hydrocracking apparatus C6, a middle distillate hydrotreating apparatus C8, a naphtha distillate hydrotreating apparatus C10 and a second rectifying column C12 are mainly provided.
  • a line L12 forming a bypass line connects the first rectification column C4 and the mixing drum D6.
  • a line L16 forming a bypass line connects the mixing drum D2 and the hydrocracking apparatus C6.
  • the hydrocarbon oil production system 100 shows an example in which the storage tank T2 is disposed between the transfer lines L14a and L14b. However, the storage tank T2 is connected to the transfer line L14a, and the transfer line L14b is connected to the transfer line L14b. You don't have to. In this case, at least a part of the crude wax fraction containing the catalyst fine powder flowing out from the bottom of the first rectifying column C4 is supplied to the storage tank T2 through the transfer line L14a, and the catalyst fine powder is collected in the storage tank T2. The supernatant of the crude wax fraction is discharged by circulating the transfer line L14a in the reverse direction.
  • the “line” means a pipe for transferring a fluid.
  • the method for producing hydrocarbon oil using the production system 100 includes the following steps S1 to S9.
  • step S1 a natural gas which is a hydrocarbon raw material is reformed in a reformer (not shown) to produce a synthesis gas containing carbon monoxide gas and hydrogen gas.
  • step S2 a hydrocarbon oil (FT synthetic oil) is synthesized from the synthesis gas obtained in step S1 by an FT synthesis reaction using an FT synthesis catalyst in the bubble column type slurry bed reactor C2.
  • step S2 catalyst fine powder is generated from a part of the FT synthesis catalyst, and a part of the catalyst fine powder passes through a filter that separates the hydrocarbon oil and the FT synthesis catalyst particles and goes to step S3 described below. May be mixed in FT synthetic oil.
  • step S3 in the first rectifying column C4, the FT synthetic oil obtained in step S2 is fractionated into at least one distillate oil and a column bottom oil containing catalyst fine powder.
  • the FT synthetic oil is separated into a crude naphtha fraction, a crude middle distillate, and a crude wax fraction by this fractionation.
  • the crude naphtha fraction and the crude middle distillate are once evaporated from the FT synthetic oil in the first rectifying column C4 and then condensed, respectively, and are distilled from the top and middle stages of the first rectifying column C4, respectively.
  • the crude wax fraction is a bottom oil extracted from the bottom of the tower without being vaporized from the FT synthetic oil.
  • This tower bottom oil may contain fine catalyst powder generated in step S2 and mixed in the FT synthetic oil.
  • the crude naphtha fraction, the crude middle fraction, and the crude wax fraction are each fraction obtained by fractional distillation from FT synthetic oil and have not been hydrorefined or hydrocracked. Say things.
  • Steps S4 and subsequent steps described below constitute an FT synthetic oil upgrading step.
  • step S4 at least a part of the crude wax fraction that is the bottom oil of the first fractionator C4 separated in step S3 and that contains the catalyst fine powder is branched from the branch points of the line L12 and the line L12.
  • the catalyst fine powder is removed from the crude wax fraction by transferring to the storage tank T2 through the transfer line L14a, and separating and collecting the catalyst fine powder contained in the crude wax fraction in the storage tank T2 at the bottom of the storage tank T2.
  • step S5 of the crude wax fraction containing the catalyst fine powder separated in step S3, the remainder that has not been transferred to the storage tank T2 in step S4 is subjected to first rectification through lines L12 and L16 forming a bypass line. Transfer from column C4 to hydrocracker C6. In addition, the supernatant of the crude wax fraction in which the fine catalyst powder is collected at the bottom of the storage tank T2 by sedimentation and separation is transferred from the storage tank T2 to the hydrocracking apparatus C6 through the transfer line L14b (in some cases, the line L14a) and the line L16. Transport.
  • step S6 in the hydrocracking apparatus C6, the catalyst fine powder is separated in step S3 and removed from at least a part thereof in step S4, and the crude wax fraction transferred in step S5 is hydrocracked.
  • step S7 hydrorefining of the crude middle distillate is performed in the middle distillate hydrorefining apparatus C8.
  • step S8 hydrorefining of the crude naphtha fraction is performed in the naphtha fraction hydrorefining apparatus C10. Further, the hydrorefined naphtha fraction is fractionated in the naphtha stabilizer C14 to recover naphtha (GTL-naphtha) which is a product of the GTL process.
  • naphtha GTL-naphtha
  • step S9 a mixture of the hydrocracked product of the crude wax fraction and the hydrorefined product of the crude middle distillate is fractionated in the second rectifying column C12.
  • a GTL process product a light oil (GTL-light oil) base material and a kerosene (GTL-kerosene) base material are recovered.
  • step S1 sulfur compounds contained in natural gas are removed by a desulfurization apparatus (not shown).
  • this desulfurization apparatus is composed of a hydrodesulfurization reactor filled with a known hydrodesulfurization catalyst and an adsorptive desulfurization apparatus disposed downstream thereof, which is filled with an adsorbent of hydrogen sulfide such as zinc oxide.
  • the Natural gas is supplied to the hydrodesulfurization reactor together with hydrogen, and sulfur compounds in the natural gas are converted to hydrogen sulfide. Subsequently, hydrogen sulfide is adsorbed and removed in the adsorptive desulfurization apparatus, and natural gas is desulfurized. This desulfurization of natural gas prevents poisoning by sulfur compounds such as the reforming catalyst filled in the reformer and the FT synthesis catalyst used in step S2.
  • the desulfurized natural gas is subjected to reforming (reforming) using carbon dioxide and steam in the reformer to generate a high-temperature synthesis gas mainly composed of carbon monoxide gas and hydrogen gas.
  • the reforming reaction of natural gas in step S1 is represented by the following chemical reaction formulas (1) and (2).
  • the reforming method is not limited to the steam / carbon dioxide reforming method using carbon dioxide and steam.
  • the steam reforming method, the partial oxidation reforming method (POX) using oxygen, the partial oxidation reforming method, An autothermal reforming method (ATR), a carbon dioxide gas reforming method, or the like, which is a combination of steam reforming methods, can also be used.
  • step S2 the synthesis gas produced in step S1 is supplied to the bubble column type slurry bed reactor C2, and hydrocarbons are synthesized from hydrogen gas and carbon monoxide gas in the synthesis gas.
  • bubble column type slurry bed FT reaction system including the bubble column type slurry bed reactor C2, for example, a bubble column type slurry bed reactor C2 containing a slurry containing an FT synthesis catalyst, and a synthesis gas at the bottom of the reactor.
  • a gas supply unit (not shown) to be blown in, a line L2 for extracting gaseous hydrocarbons and unreacted synthesis gas obtained by the FT synthesis reaction from the top of the bubble column type slurry bed reactor C2, and a line L2
  • a gas-liquid separator D2 for cooling and gas-liquid separation of the gaseous hydrocarbons and unreacted synthesis gas
  • an outflow pipe L6 for extracting a slurry containing hydrocarbon oil from the reactor
  • an extraction pipe through the outflow pipe The catalyst separator D4 that separates the resulting slurry into hydrocarbon oil and FT synthesis catalyst particles, and the FT synthesis catalyst particles separated by the catalyst separator D4 and part of the hydrocarbon oil are returned to the reactor.
  • a return pipe L10 to mainly.
  • a heat transfer pipe (not shown) through which cooling water is circulated is disposed for removing reaction heat generated by the FT synthesis reaction. .
  • FT synthesis catalyst used in the bubble column type slurry bed reactor C2 a known supported FT synthesis catalyst in which an active metal is supported on an inorganic carrier is used.
  • the inorganic carrier porous oxides such as silica, alumina, titania, magnesia, zirconia are used, silica or alumina is preferable, and silica is more preferable.
  • the active metal include cobalt, ruthenium, iron, nickel and the like. Cobalt and / or ruthenium are preferable, and cobalt is more preferable.
  • the amount of the active metal supported is preferably 3 to 50% by mass, more preferably 10 to 40% by mass based on the mass of the carrier.
  • the FT synthesis catalyst may carry other components for the purpose of improving the activity, or for the purpose of controlling the carbon number and distribution of the generated hydrocarbon.
  • examples of other components include compounds containing metal elements such as zirconium, titanium, hafnium, sodium, lithium, and magnesium.
  • the average particle diameter of the FT synthesis catalyst particles is preferably 40 to 150 ⁇ m so that the catalyst particles can easily flow as a slurry suspended in liquid hydrocarbon in the slurry bed reactor.
  • the shape of the FT synthesis catalyst particles is preferably spherical.
  • the active metal is supported on the carrier by a known method.
  • the compound containing an active metal element used for loading include salts of mineral acids such as nitrates, hydrochlorides and sulfates of the active metals, salts of organic acids such as formic acid, acetic acid and propionic acid, and acetylacetonate. And complex compounds such as complexes.
  • the supporting method is not particularly limited, but an impregnation method represented by the Incipient-Wetness method using a solution of the compound containing the active metal element is preferably employed.
  • the carrier on which the compound containing the active metal element is supported is dried by a known method, and more preferably fired by a known method in an air atmosphere.
  • the firing temperature is not particularly limited, but is generally about 300 to 600 ° C. By the calcination, the compound containing the active metal element on the support is converted into a metal oxide.
  • the FT synthesis catalyst In order for the FT synthesis catalyst to exhibit high activity for the FT synthesis reaction, it is necessary to convert the active metal atom into a metal state by reducing the catalyst in which the active metal atom is in an oxide state. is there.
  • This reduction treatment is usually performed by bringing the catalyst into contact with a reducing gas under heating.
  • the reducing gas include hydrogen gas, gas containing hydrogen gas such as a mixed gas of hydrogen gas and inert gas such as nitrogen gas, carbon monoxide gas, etc., preferably hydrogen containing gas. More preferably, hydrogen gas is used.
  • the temperature in the reduction treatment is not particularly limited, but is generally preferably 200 to 550 ° C.
  • the pressure in the reduction treatment is not particularly limited, but is generally preferably 0.1 to 10 MPa.
  • the pressure is less than 0.1 MPa, the active metal atoms tend not to be sufficiently reduced and the catalytic activity tends not to be sufficiently developed.
  • the pressure exceeds 10 MPa, the equipment cost increases due to the need to increase the pressure resistance of the apparatus. There is a tendency.
  • the time for the reduction treatment is not particularly limited, but is generally preferably 0.5 to 50 hours.
  • the equipment for performing the reduction treatment is not particularly limited.
  • the reduction treatment may be performed in the absence of liquid hydrocarbons in a reactor that performs the FT synthesis reaction.
  • the reduction treatment may be performed in the equipment connected to the reactor that performs the FT synthesis reaction, and the catalyst may be transferred to the reactor that performs the FT synthesis through piping without contacting the atmosphere.
  • the catalyst activated by the reduction treatment is brought into contact with the atmosphere during transportation or the like. Deactivate.
  • the activated catalyst is subjected to a mild oxidation treatment to form an oxide film on the surface of the active metal so that further oxidation does not proceed by contact with the atmosphere, or
  • the catalyst in the method of forming the oxide film, can be used for the FT synthesis reaction as it is after transporting.
  • the slurry is formed by suspending the catalyst in liquid hydrocarbon.
  • the wax used for the coating dissolves in the liquid hydrocarbon and exhibits activity.
  • reaction conditions for the FT synthesis reaction in the bubble column type slurry bed reactor C2 are not limited, for example, the following reaction conditions are selected. That is, the reaction temperature is preferably 150 to 300 ° C. from the viewpoint of increasing the conversion rate of carbon monoxide and the number of carbon atoms of the generated hydrocarbon.
  • the reaction pressure is preferably 0.5 to 5.0 MPa.
  • the hydrogen / carbon monoxide ratio (molar ratio) in the raw material gas is preferably 0.5 to 4.0.
  • the bubble column type slurry bed reactor C2 contains a slurry in which FT synthesis catalyst particles are suspended in liquid hydrocarbon (preferably a product of the FT synthesis reaction).
  • the synthesis gas (CO and H 2 ) obtained in step S1 is injected into the slurry in the reactor through a dispersion plate installed at the bottom of the bubble column type slurry bed reactor C2.
  • the synthesis gas blown into the slurry becomes bubbles and rises in the slurry toward the upper part of the bubble column type slurry bed reactor C2.
  • the synthesis gas is dissolved in the liquid hydrocarbon, and the FT synthesis reaction proceeds by contacting with the FT synthesis catalyst particles, thereby producing hydrocarbons.
  • the FT synthesis reaction is represented, for example, by the following chemical reaction formula (3). 2nH 2 + nCO ⁇ (—CH 2 —) n + nH 2 O (3)
  • a gas phase portion exists above the slurry accommodated in the bubble column type slurry bed reactor C2.
  • Light hydrocarbons and unreacted synthesis gas (CO and H 2 ) that are gaseous under the conditions in the bubble column type slurry bed reactor C2 generated by the FT synthesis reaction move from the slurry phase to this gas phase part. Further, it is withdrawn through the line L2 from the top of the bubble column type slurry bed reactor C2.
  • the extracted light hydrocarbons and unreacted synthesis gas are unreacted synthesis gas and C 4 or less hydrocarbon gas by a gas-liquid separator D2 including a cooler (not shown) connected to the line L2. Is separated into a liquid component (light hydrocarbon oil) liquefied by cooling.
  • the gas component is recycled to the bubble column type slurry bed reactor C2, and the unreacted synthesis gas contained in the gas component is again subjected to the FT synthesis reaction.
  • the light hydrocarbon oil is supplied to the first rectification column C4 via the line L4 and the line L8.
  • the slurry produced by the FT synthesis reaction and containing liquid hydrocarbon (heavy hydrocarbon oil) and FT synthesis catalyst particles under the conditions in the bubble column type slurry bed reactor C2 is the bubble column type slurry bed reaction.
  • the catalyst C2 is supplied to the catalyst separator D4 through the line L6 from the center of the vessel C2.
  • the FT synthesis catalyst particles in the slurry are collected by a filter installed in the catalyst separator D4.
  • the heavy hydrocarbon oil in the slurry passes through the filter, is separated from the FT synthesis catalyst particles, is extracted by the line L8, and merges with the light hydrocarbon oil from the line L4.
  • the mixture of heavy hydrocarbon oil and light hydrocarbon oil is heated in the heat exchanger H2 installed in the middle of the line L8, and then supplied to the first rectifying column C4.
  • the products of the FT synthesis reaction include gaseous hydrocarbons (light hydrocarbons) under the conditions in the bubble column reactor C2, and hydrocarbons (heavy hydrocarbons) that are liquid under the conditions in the bubble column reactor C2. Quality hydrocarbon oil). These hydrocarbons are substantially normal paraffins and contain almost no aromatic hydrocarbons, naphthene hydrocarbons and isoparaffins. In addition, the distribution of the number of carbon atoms of the light hydrocarbon and the heavy hydrocarbon oil ranges from C 4 or less, which is a gas at normal temperature, to a solid (wax) at normal temperature, for example, about C 80 . Moreover, the said reaction product contains the oxygen-containing compound (for example, alcohol) containing the oxygen atom derived from olefins and carbon monoxide as a by-product.
  • the oxygen-containing compound for example, alcohol
  • the opening of the filter provided in the catalyst separator D4 is not particularly limited as long as it is smaller than the particle size of the FT synthesis catalyst particles, but is preferably 10 to 20 ⁇ m, more preferably 10 to 15 ⁇ m.
  • the FT synthesis catalyst particles collected by the filter provided in the catalyst separator D4 are appropriately passed through the liquid hydrocarbon in the direction opposite to the normal flow direction (backwash), thereby allowing the bubble column reactor C2 through the line L10. To be reused.
  • the particle size of the catalyst fine powder is not particularly limited, but is a size that passes through the filter provided in the catalyst separator D4, that is, the size of the opening of the filter.
  • catalyst fine powder when the aperture of the filter is 10 ⁇ m, catalyst particles having a particle size of 10 ⁇ m or less are referred to as catalyst fine powder.
  • the catalyst fine powder contained in the slurry passes through the filter together with the heavy hydrocarbon oil and is supplied to the first rectification column C4.
  • step S3 hydrocarbon oil (FT synthetic oil) composed of a mixture of light hydrocarbon oil and heavy hydrocarbon oil supplied from the bubble column type slurry bed reactor C2 is fractionated in the first rectifying column C4.
  • FT synthetic oil is roughly divided into a crude naphtha fraction having a C 5 to C 10 boiling point lower than about 150 ° C and a crude intermediate naphtha fraction having a C 11 to C 20 boiling point of about 150 to 360 ° C. and fraction, generally C 21 or higher in it boiling point is separated into a raw wax fraction of greater than about 360 ° C..
  • the crude naphtha fraction is extracted through a line L20 connected to the top of the first rectifying column C4.
  • the crude middle distillate is extracted through a line L18 connected to the center of the first rectifying column C4.
  • the crude wax fraction is extracted through a line L12 connected to the bottom of the first rectifying column C4.
  • the catalyst fine powder contained in the FT synthetic oil supplied to the first rectifying column C4 is a distillate oil (crude naphtha fraction and crude middle distillate obtained by once vaporizing and then condensing in the first rectifying column C4.
  • the liquid is not entrained in the first rectifying column C4 and is substantially entrained only in the crude wax fraction that remains in the liquid state and becomes the bottom oil. Therefore, the fine catalyst powder contained in the FT synthetic oil (all fractions) is concentrated in the crude wax fraction.
  • the concentration of the catalyst fine powder in the target crude wax fraction is increased and the amount of liquid to be processed is reduced. It is possible to efficiently collect and remove the catalyst fine powder.
  • step S4 At least part of the crude wax fraction separated in step S3 is transferred from the bottom of the first rectifying column C4 to the storage tank T2 through the line L12 and the transfer line L14a, and the crude wax fraction is stored in the storage tank T2.
  • the catalyst fine powder contained therein is allowed to settle at the bottom of the storage tank T2, separated from the crude wax fraction, and collected.
  • the line L12 connected to the bottom of the first rectifying column C4 is connected to the mixing drum D6, and the mixing drum D6 and the hydrocracking apparatus C6 are connected by the line L16.
  • the line L12 and the line L16 through the mixing drum D6 form a bypass line.
  • the bypass line means a line connecting the bottom of the first rectifying column C4 and the hydrocracking device C6 without going through the storage tank T2 for collecting and removing the catalyst fine powder from the crude wax fraction.
  • the transfer line L14a branches off from the branch point on the line L12 and is connected to the storage tank T2.
  • a transfer line L14b for discharging the supernatant of the crude wax fraction in which the catalyst fine powder is collected from the storage tank T2 is connected to a line L12 downstream of the branch point.
  • the manufacturing system 100 may not have the transfer line L14b, and may discharge the supernatant of the crude wax fraction from the storage tank T2 using the transfer line L14a.
  • a line L12 (preferably a position downstream of the branch point with the transfer line L14a and an upstream point of the junction with the transfer line L14b) and a transfer line L14a and a transfer line L14b forming a bypass line are respectively a flow meter and a
  • a valve for closing / opening the line and adjusting the flow rate is provided.
  • the transfer line L14a is branched from the line L12.
  • the transfer line L14a may be branched from the line L16, and the transfer line L14b may be returned to the line L16.
  • the catalyst fine powder contained in the crude wax fraction is diluted with the bottom oil (undecomposed wax fraction) of the second rectifying column C12 recycled through the line L38. Since the concentration effect of the catalyst fine powder is reduced, the transfer line L14a is preferably configured to branch from the above-described line L12 and return to the line L12.
  • the storage tank T2 may be a normal storage tank (tank), and in order to balance the outflow rate of the crude wax fraction separated in step S3 and the supply rate of the crude wax fraction to the hydrocracking device C6, It may also serve as a storage tank for temporarily storing minutes.
  • the bottom of the storage tank T2 has a structure for suppressing the movement of the catalyst fine powder settled on the bottom.
  • the structure for suppressing the movement of the catalyst fine powder settled at the bottom means that the movement or flow of the catalyst fine powder settled at the bottom and / or the surrounding crude wax fraction is geometrically or other mechanism. By inhibiting, the catalyst fine powder is once settled to the bottom of the storage tank T2, and the movement (floating up) of the collected catalyst fine powder is suppressed.
  • Such a structure includes a bottom plate or a concave or convex portion on the bottom plate, a structure for collecting catalyst fine powder in the concave portion, a partition plate on the bottom plate, each divided by the partition plate
  • a structure for collecting the catalyst fine powder in the compartment a three-dimensional network-like structure on the bottom plate, a structure for collecting the catalyst fine powder in the space formed thereby, the bottom plate and a predetermined plate on the top of the bottom plate It has a plate-like body that is installed in parallel with an interval, has an opening, collects the catalyst fine powder that has passed through the opening on the bottom plate, and arranges a magnetic material on the bottom plate to have magnetism. Examples include a structure for collecting catalyst fine powder.
  • FIG. 2A shows an example in which the corrugated plate 20 is installed on the flat bottom plate, the bottom plate itself of the storage tank T2 may have such a structure.
  • the corrugated plate may cover the entire surface of the bottom plate. Further, the width (pitch) of the repeating unit of the corrugated plate, the height of the corrugated shape, and the like are appropriately determined.
  • the settled catalyst fine powder is collected in the concave portion of the corrugated plate.
  • Another example of the structure having an uneven portion or a recess on the bottom plate or the bottom plate and collecting the catalyst fine powder in the recess is, for example, a structure having a recess 22 as shown in FIG. It is done.
  • FIG. 2B shows an example in which the shape of the recess is a columnar shape, the shape is not limited to this and may be other shapes such as a prismatic shape or a hemispherical shape. Further, the size, depth, number, etc. of each recess are appropriately determined.
  • FIG. 2C An example of a structure having a partition plate on the bottom plate and collecting the catalyst fine powder in each section partitioned by the partition plate is a structure as shown in FIG. 2C, for example.
  • the partition plate 24 is preferably disposed perpendicular to the bottom plate, but is not limited thereto.
  • FIG.2 (c) although the partition plate is arrange
  • those having a grid-like partition plate in a plan view those having a partition plate arranged concentrically in the plan view, those having a partition plate arranged spirally in the plan view Examples include those having partition plates arranged radially from the center in the plan view, and those having partition plates arranged in combination with each other.
  • the height, interval, etc. of each partition plate are arbitrarily determined.
  • ⁇ Structure having a three-dimensional network structure As an example of a structure having a three-dimensional network-like structure on the bottom plate and collecting the catalyst fine powder in a space formed thereby, for example, fibers entangled with each other as shown in FIG. A structure in which the structure 26 is installed on the bottom plate.
  • the material for forming the structure include metal fibers such as those in which iron fibers are entangled (steel wire), and woven fabrics and nonwoven fabrics formed from heat-resistant synthetic fibers. It's okay. In these structures, for example, a space is formed between entangled fibers, and the precipitated catalyst fine powder is trapped in the space.
  • ⁇ Structure having a plate-like body having an opening at the top of the bottom plate As an example of a structure that has a plate-like body that has an opening and is installed substantially parallel to the bottom plate at a predetermined interval on the bottom plate, and that collects the catalyst fine powder that has passed through the opening on the bottom plate.
  • the mesh opening is not particularly limited as long as the catalyst fine powder can pass through, but the ease of passage when the catalyst fine powder settles and the catalyst fine powder that has once settled down to the bottom plate pass again through the mesh. It is determined by the balance with the restraining effect of soaring up.
  • FIG. 2 (f) Another example of a structure that has a plate-like body that has an opening and is disposed substantially parallel to the bottom plate at a predetermined interval on the bottom plate, and that collects the catalyst fine powder that has passed through the opening on the bottom plate.
  • FIG. 2 (f) a structure having a plate-like body 30 having a funnel-like structure having an inclination from the periphery to the center and having an opening at the center as shown in FIG. It is done.
  • FIG. 2F shows an example in which the horizontal cross section of the storage tank T2 is covered by a plate-like body having a single funnel-like structure, but there may be a plurality of funnel-like structures.
  • the shape of the funnel-shaped structure may be not only a conical shape but also a polygonal pyramid shape such as a quadrangular pyramid. The number of these funnel-shaped structures, the inclination of the inclined portion, the size of the opening, and the like are appropriately determined.
  • the structure of the bottom of the storage tank T2 described above is collected even if the flow of the coarse wax around the catalyst fine powder collected by sedimentation is disturbed geometrically or even if the flow is present.
  • the catalyst fine powder is prevented from moving out of the geometrically partitioned section, thereby suppressing the discharge of the catalyst fine powder from the storage tank T2 due to “swelling”.
  • a magnetic body 32 such as a permanent magnet is provided on the bottom plate as shown in FIG.
  • the provided structure is mentioned.
  • the FT synthesis catalyst a catalyst in which a metal having magnetism such as cobalt, iron, nickel or the like is supported as an active metal on a carrier such as silica is generally used. Therefore, when the fine catalyst powder derived from the FT synthesis catalyst having these metals settles at the bottom of the storage tank T2, the magnetic powder provided at the bottom attracts the magnetic powder, and the surrounding crude wax fraction flows. Even in this case, movement is suppressed.
  • the material having magnetism may be an electromagnet in addition to a permanent magnet.
  • one or a plurality of electromagnets are installed at the bottom of the storage tank T2, and electric equipment is provided to generate magnetism in the electromagnet.
  • the electrical equipment is energized.
  • the structure for suppressing the movement of the catalyst fine powder settled on the bottom of the storage tank T2 is not limited to the above example, and the catalyst fine powder settled on the bottom of the storage tank T2 by the same or similar action and effect as described above and Any material can be used as long as it can suppress the movement or flow of the surrounding crude wax fraction.
  • the transfer line L14a, the transfer line L14b, and the storage tank T2 may each be composed of a single line and a single storage tank disposed therebetween, or a plurality of lines in which the transfer line L14a and the transfer line L14b are respectively parallel. It may be constituted by a plurality of lines and storage tanks that are branched into two and each storage tank is disposed between each of the branched lines.
  • the collection of the catalyst fine powder contained in the crude wax fraction in the storage tank T2 is a transfer step of transferring at least a part of the crude wax fraction flowing out from the bottom of the first rectifying column C4 to the storage tank T2, and the storage tank.
  • the supernatant obtained by precipitating the fine catalyst powder in the crude wax fraction transferred to T2 is discharged from the storage tank T2, and the transfer step and the discharge step may be performed simultaneously.
  • the catalyst fine powder is preferably collected in this order from the transfer step, the stationary step, and the discharge step.
  • step S5 of the crude wax fraction that is the bottom oil of the first fractionator C4 separated in step S3 and contains fine catalyst powder, the remainder that has not been transferred to the storage tank T2 in step S4 is passed through the bypass line.
  • the transfer line L14b the transfer line L14a and the line L12 depending on the case
  • step S4 and step S5 at least a part of the crude wax fraction flowing out from the bottom of the first rectifying column C4 is transferred to the storage tank T2 to collect the catalyst fine powder.
  • a specific method for transferring the supernatant of the crude wax fraction from which the powder has been collected and / or the remaining crude wax fraction that has not been transferred to the storage tank T2 to the hydrocracking apparatus C6 will be described.
  • the hydrocracking of the crude wax fraction in the hydrocracking apparatus C6 (step S6) is preferably performed continuously.
  • step S5 the transfer line L14b from the bypass line and / or the storage tank T2 is used.
  • the transfer of the crude wax fraction to the hydrocracking apparatus C6 through the transfer line L14a and the line L12 (in some cases) and the line L16 needs to be performed continuously.
  • the storage tank T2 When the storage tank T2 is constituted by a single storage tank, at least a part of the crude wax fraction flowing out from the bottom of the first rectifying column is transferred to the storage tank T2 through the line L12 and the transfer line L14a (from the storage tank T2). At the same time, the remaining crude wax fraction may be transferred directly to the hydrocracker C6 through the bypass lines (line L12 and line L16). In this case, after the crude wax fraction is transferred to the storage tank T2, or after further standing, the supernatant in which the fine catalyst powder is collected is discharged from the storage tank T2, and hydrocracked through the transfer lines L14b and L16. It transfers to apparatus C6 (refer Fig.3 (a)).
  • the hydrocarbon oil production system 100 does not have the transfer line L14b but has only the transfer line L14a
  • the supernatant is discharged using the transfer line L14a instead of the transfer line L14b, and the lines L12 and L16 are further discharged. And then transferred to the hydrocracking apparatus C6 (see FIG. 3B).
  • the crude wax fraction flowing out from the bottom of the first rectifying column C4 is transferred to the storage tank T2 through the line L12 and the transfer line L14a, and at the same time, catalyst fine powder is collected from the storage tank T2 through the line L14b.
  • the supernatant may be discharged and further supplied to the hydrocracking apparatus C6 through the line L16 (see FIG. 3C).
  • the residue is transferred to the hydrogen through the bypass lines (line L12 and line L16). Supply to the chemical decomposition apparatus C6.
  • the two storage tanks may be switched and used as follows. That is, the crude wax fraction is transferred and stored from the bottom of the first rectifying column C4 to the first storage tank (at the same time, it is not discharged from the first storage tank). After completion of the transfer of the crude wax fraction to the first storage tank, the supernatant of the crude wax fraction in which the fine catalyst powder is collected is discharged from the first storage tank, and the hydrocracking apparatus C6 through the transfer lines L14b and L16.
  • the crude wax fraction is transferred from the bottom of the first rectifying column C4 to the second storage tank and stored (at the same time, it is not discharged from the second storage tank).
  • the supernatant of the crude wax fraction in which the fine catalyst powder is collected is discharged from the second storage tank, and the hydrocracking apparatus C6 through the transfer lines L14b and L16.
  • the crude wax fraction is transferred from the bottom of the first rectifying column C4 to the first storage tank and stored. Thereafter, the supernatant of the crude wax fraction in which fine catalyst powder is continuously collected is supplied to the hydrocracking apparatus C6 by switching the two storage tanks and repeating the transfer, storage and discharge alternately. (See FIG.
  • the three storage tanks are switched as follows. May be used. That is, the crude wax fraction is transferred to the first storage tank (transfer process), and in the second storage tank, the crude wax fraction that has already been transferred is allowed to settle and the catalyst fine powder is allowed to settle (static process). In the third storage tank, the supernatant of the crude wax fraction that has already settled and collected the fine catalyst powder by standing is discharged and transferred to the hydrocracking apparatus C6 (discharge process).
  • the crude wax fraction is allowed to stand to settle the catalyst fine powder (a standing step), and the catalyst fine powder is settled and collected by standing.
  • the supernatant of the crude wax fraction is discharged and transferred to the hydrocracking apparatus C6 (discharge process), and the first storage column C4 is added to the third storage tank where the discharge of the supernatant is completed.
  • the crude wax fraction is transferred from the bottom (transfer process).
  • the three storage tanks are sequentially switched, and the transfer process, the stationary process, and the discharge process are repeated in each case, whereby the crude wax fraction from which the catalyst fine powder has been removed is continuously supplied to the hydrocracking apparatus C6.
  • the storage tank T2 is composed of a single storage tank, two storage tanks arranged in parallel, and three storage tanks arranged in parallel.
  • steps S4 and step S5 in the method for producing hydrocarbon oil according to the present invention have been described for each of the examples of the embodiments and the respective cases, the embodiments are limited to these examples. Is not to be done.
  • the storage tank T2 may be composed of four or more storage tanks arranged in parallel, or a plurality of storage tanks arranged in series, or three or more storage tanks arranged in parallel and directly. It may be configured.
  • the crude wax fraction flowing out from the bottom of the first rectifying column C4 is supplied from the bypass line and / or the storage tank T2.
  • the catalyst is continuously supplied to the hydrocracking apparatus C6 through the discharge line and the catalyst fine powder is collected in the storage tank T2.
  • Step S6 the crude wax in which catalyst fine powder was collected in the storage tank T2 transferred to the hydrocracking apparatus C6 from the storage tank T2 through the transfer line L14b (possibly the transfer line L14a and line L12) and the line L16 in step S5.
  • the crude wax fraction from which the fine catalyst powder transferred from the bottom of the first fractionator C4 and / or the bottom of the first fractionator C4 to the hydrocracker C6 through the bypass lines (lines L12 and L16) is not removed, Hydrocracking is performed in the hydrocracking apparatus C6.
  • the crude wax fraction transferred in step S5 is fed together with hydrogen gas supplied by a hydrogen gas supply line (not shown) connected to the line L16, together with the crude wax fraction by a heat exchanger H4 installed in the line L16. After being heated to the temperature required for hydrocracking of the minute, it is supplied to the hydrocracking apparatus C6 and hydrocracked.
  • the crude wax fraction that has not been sufficiently hydrocracked in the hydrocracking apparatus C6 (hereinafter sometimes referred to as “uncracked wax fraction”) is the bottom of the second rectifying column C12 in step S9. It is recovered as oil, recycled to the line L12 by the line L38, mixed with the crude wax fraction from the first rectifying column C4 and / or the storage tank T2 in the mixing drum D6, and supplied again to the hydrocracking apparatus C6. .
  • the type of the hydrocracking apparatus C6 is not particularly limited, and a fixed bed flow reactor filled with a hydrocracking catalyst is preferably used.
  • a single reactor may be used, or a plurality of reactors may be arranged in series or in parallel. Further, the catalyst bed in the reactor may be single or plural.
  • hydrocracking catalyst charged in the hydrocracking apparatus C6 a known hydrocracking catalyst is used, and a metal belonging to groups 8 to 10 of the periodic table of elements having hydrogenation activity is added to an inorganic carrier having solid acidity. Is preferably used.
  • Suitable inorganic supports having solid acidity constituting the hydrocracking catalyst include ultrastable Y-type (USY) zeolite, Y-type zeolite, crystalline zeolite such as mordenite and ⁇ -zeolite, silica alumina, silica zirconia, And those composed of one or more inorganic compounds selected from amorphous composite metal oxides having heat resistance such as alumina boria.
  • USY ultrastable Y-type
  • Y-type zeolite Y-type zeolite
  • crystalline zeolite such as mordenite and ⁇ -zeolite
  • silica alumina silica zirconia
  • amorphous composite metal oxides having heat resistance such as alumina boria.
  • the carrier is more preferably a composition comprising USY zeolite and one or more amorphous composite metal oxides selected from silica alumina, alumina boria and silica zirconia, USY zeolite, More preferred is a composition comprising alumina boria and / or silica alumina.
  • USY zeolite is obtained by ultra-stabilizing Y-type zeolite by hydrothermal treatment and / or acid treatment, and in addition to a micropore structure called micropores having a pore size originally possessed by Y-type zeolite of 2 nm or less. New pores having a pore diameter in the range of 10 nm are formed.
  • the average particle size of the USY zeolite is not particularly limited, but is preferably 1.0 ⁇ m or less, more preferably 0.5 ⁇ m or less.
  • the silica / alumina molar ratio is preferably 10 to 200, more preferably 15 to 100, and still more preferably 20 to 60.
  • the carrier preferably contains 0.1 to 80% by mass of crystalline zeolite and 0.1 to 60% by mass of amorphous composite metal oxide having heat resistance.
  • the carrier can be produced by molding a carrier composition containing the inorganic compound having a solid acidity and a binder and then baking the carrier composition.
  • the blending ratio of the inorganic compound having solid acidity is preferably 1 to 70% by mass, more preferably 2 to 60% by mass based on the total amount of the carrier.
  • the carrier contains USY zeolite
  • the blending ratio of USY zeolite is preferably 0.1 to 10% by mass, and preferably 0.5 to 5% by mass based on the mass of the entire carrier. More preferred.
  • the mixing ratio of USY zeolite and alumina boria is preferably 0.03 to 1 in terms of mass ratio.
  • the mixing ratio of USY zeolite and silica alumina is preferably 0.03 to 1 in terms of mass ratio.
  • the binder is not particularly limited, but alumina, silica, titania and magnesia are preferable, and alumina is more preferable.
  • the blending amount of the binder is preferably 20 to 98% by mass, more preferably 30 to 96% by mass based on the mass of the whole carrier.
  • the temperature at which the carrier composition is calcined is preferably in the range of 400 to 550 ° C., more preferably in the range of 470 to 530 ° C., and in the range of 490 to 530 ° C. Further preferred. By baking at such a temperature, sufficient solid acidity and mechanical strength can be imparted to the carrier.
  • metals belonging to Groups 8 to 10 of the periodic table having hydrogenation activity supported on the carrier include cobalt, nickel, rhodium, palladium, iridium, and platinum. Among these, it is preferable to use the metal chosen from nickel, palladium, and platinum individually by 1 type or in combination of 2 or more types. These metals can be supported on the above-mentioned carrier by a conventional method such as impregnation or ion exchange.
  • the amount of metal to be supported is not particularly limited, but the total amount of metal is preferably 0.1 to 3.0% by mass with respect to the mass of the carrier.
  • the periodic table of elements means a periodic table of long-period elements based on the provisions of IUPAC (International Pure Applied Chemistry Association).
  • a part of the crude wax fraction and uncracked wax fraction (approximately C 21 or more hydrocarbons) are generally converted to C 20 or less hydrocarbons by hydrogenolysis, further that Some are converted to naphtha distillate (approximately C 5 to C 10 ) that is lighter than the target middle distillate (approximately C 11 to C 20 ) due to excessive cracking, and further to gaseous hydrocarbons of C 4 or less. Is done.
  • part of the crude wax fraction and uncracked wax fraction is not subjected to sufficient hydrocracking, generally a C 21 or more uncracked wax fraction.
  • the composition of the hydrocracking product is determined by the hydrocracking catalyst used and the hydrocracking reaction conditions.
  • the “hydrocracking product” refers to the entire hydrocracking product including the uncracked wax fraction. If the hydrocracking reaction conditions are made stricter than necessary, the content of the uncracked wax fraction in the hydrocracked product will decrease, but the light fraction below the naphtha fraction will increase and the target middle fraction will be collected. The rate drops. On the other hand, when the hydrocracking reaction conditions are milder than necessary, the uncracked wax fraction increases and the middle fraction yield decreases.
  • Ratio of decomposition products having a boiling point of 25 to 360 ° C to total decomposition products having a boiling point of 25 ° C or more ([mass of decomposition products having a boiling point of 25 to 360 ° C / mass of all decomposition products having a boiling point of 25 ° C or more)] X100 (%)) is the “decomposition rate”, the reaction conditions are usually selected so that the decomposition rate is 20 to 90%, preferably 30 to 80%, more preferably 45 to 70%. .
  • hydroisomerization reaction of the crude wax fraction and the uncracked wax fraction or the normal paraffin constituting the hydrocracked product thereof proceeds.
  • isoparaffin produced by hydroisomerization reaction is a component that contributes to the improvement of low-temperature fluidity, and its production rate is preferably high.
  • removal of oxygen-containing compounds such as olefins and alcohols, which are by-products of the FT synthesis reaction, contained in the crude wax fraction also proceeds. That is, olefins are converted to paraffin hydrocarbons by hydrogenation, and oxygenated compounds are converted to paraffin hydrocarbons and water by hydrodeoxygenation.
  • reaction conditions in the hydrocracking apparatus C6 are not limited, the following reaction conditions can be selected. That is, examples of the reaction temperature include 180 to 400 ° C., preferably 200 to 370 ° C., more preferably 250 to 350 ° C., and particularly preferably 280 to 350 ° C. When the reaction temperature exceeds 400 ° C., decomposition to light components proceeds and not only the yield of middle distillate decreases, but also the product tends to be colored and its use as a fuel oil base tends to be limited. .
  • the reaction temperature is lower than 180 ° C.
  • the hydrocracking reaction does not proceed sufficiently and not only the yield of middle distillate is reduced, but also the production of isoparaffin by the hydroisomerization reaction is suppressed, Oxygenated compounds such as alcohols tend to remain without being sufficiently removed.
  • the hydrogen partial pressure include 0.5 to 12 MPa, and 1.0 to 5.0 MPa is preferable. When the hydrogen partial pressure is less than 0.5 MPa, hydrocracking and hydroisomerization tend not to proceed sufficiently. On the other hand, when the hydrogen partial pressure exceeds 12 MPa, the apparatus is required to have high pressure resistance and the equipment cost increases. Tend to.
  • the liquid hourly space velocity of the crude wax fraction and uncracked wax fraction include 0.1 ⁇ 10.0h -1 but is preferably 0.3 ⁇ 3.5 h -1.
  • LHSV liquid hourly space velocity
  • hydrocracking proceeds excessively and the productivity tends to decrease.
  • LHSV exceeds 10.0 h ⁇ 1 hydrocracking and hydrogenation tend to occur.
  • isomerization does not proceed sufficiently.
  • the hydrogen / oil ratio include 50 to 1000 NL / L, with 70 to 800 NL / L being preferred.
  • the hydrogen / oil ratio is less than 50 NL / L, hydrocracking, hydroisomerization and the like tend not to proceed sufficiently.
  • a large-scale hydrogen supply device or the like It tends to be necessary.
  • the hydrocracking product and the unreacted hydrogen gas flowing out from the hydrocracking apparatus C6 are cooled and gas-liquid separated in two stages in the gas-liquid separator D8 and the gas-liquid separator D10. From the vessel D8, a relatively heavy liquid hydrocarbon containing an undecomposed wax fraction, and from the gas-liquid separator D10, a gas portion mainly containing hydrogen gas and gaseous hydrocarbons of C4 or less and a relatively light liquid carbonization. Hydrogen is obtained.
  • two-stage cooling and gas-liquid separation it is possible to prevent the occurrence of blockage due to solidification due to rapid cooling of the undecomposed wax fraction contained in the hydrocracking product.
  • the liquid hydrocarbons obtained in the gas-liquid separator D8 and the gas-liquid separator D10 respectively join the line L32 through the line L28 and the line L26.
  • a gas component mainly containing hydrogen gas and gaseous hydrocarbons of C4 or less separated in the gas-liquid separator D12 is subjected to intermediate distillation through a line (not shown) connecting the gas-liquid separator D10 and the lines L18 and L20.
  • Hydrogen gas is reused by being supplied to the fraction hydrotreating device C8 and the naphtha distillate hydrotreating device C10.
  • step S7 the crude middle distillate extracted from the first rectifying column C4 through the line L18 is combined with hydrogen gas supplied through a hydrogen gas supply line (not shown) connected to the line L18, along with the line L18. After being heated to a temperature required for hydrorefining of the crude middle distillate by the heat exchanger H6 installed in, it is supplied to the middle distillate hydrorefining apparatus C8 for hydrorefining.
  • the type of middle distillate hydrotreating apparatus C8 is not particularly limited, and a fixed bed flow reactor filled with a hydrotreating catalyst is preferably used.
  • a single reactor may be used, or a plurality of reactors may be arranged in series or in parallel. Further, the catalyst bed in the reactor may be single or plural.
  • the hydrorefining catalyst used in the middle distillate hydrorefining apparatus C8 is a catalyst generally used for hydrorefining and / or hydroisomerization in petroleum refining, etc., that is, an activity having an ability to hydrogenate an inorganic carrier.
  • a metal-supported catalyst can be used.
  • one or more metals selected from the group consisting of metals of Group 6, Group 8, Group 9 and Group 10 of the periodic table of elements are used.
  • these metals include noble metals such as platinum, palladium, rhodium, ruthenium, iridium and osmium, or cobalt, nickel, molybdenum, tungsten, iron, etc., preferably platinum, palladium, nickel, Cobalt, molybdenum and tungsten are preferable, and platinum and palladium are more preferable.
  • These metals are also preferably used in combination of a plurality of types. In this case, preferable combinations include platinum-palladium, cobalt-molybdenum, nickel-molybdenum, nickel-cobalt-molybdenum, nickel-tungsten, and the like.
  • the inorganic carrier constituting the hydrorefining catalyst examples include metal oxides such as alumina, silica, titania, zirconia, and boria. These metal oxides may be one kind or a mixture of two or more kinds or a composite metal oxide such as silica alumina, silica zirconia, alumina zirconia, alumina boria and the like.
  • the inorganic carrier is a composite metal oxide having solid acidity such as silica alumina, silica zirconia, alumina zirconia, alumina boria, etc. from the viewpoint of efficiently proceeding hydroisomerization of normal paraffin simultaneously with hydrorefining. Preferably there is.
  • the inorganic carrier may contain a small amount of zeolite. Furthermore, the inorganic carrier may contain a binder for the purpose of improving the moldability and mechanical strength of the carrier. Preferred binders include alumina, silica, magnesia and the like.
  • the content of the active metal in the hydrotreating catalyst is preferably about 0.1 to 3% by mass as a metal atom based on the mass of the support when the active metal is the above-mentioned noble metal. Further, when the active metal is a metal other than the above-mentioned noble metals, the metal oxide is preferably about 2 to 50% by mass based on the mass of the support. When the content of the active metal is less than the lower limit, hydrorefining and hydroisomerization tend not to proceed sufficiently. On the other hand, when the content of the active metal exceeds the upper limit value, the dispersion of the active metal tends to decrease, and the activity of the catalyst tends to decrease, and the catalyst cost increases.
  • the middle distillate hydrorefining apparatus C8 In the hydrorefining of a crude middle distillate (mainly composed of normal paraffins having C 11 to C 20 as a main component) in the middle distillate hydrorefining apparatus C8, a by-product of the FT synthesis reaction contained in the crude middle distillate These olefins are hydrogenated and converted to paraffin hydrocarbons. In addition, oxygen-containing compounds such as alcohols are converted into paraffin hydrocarbons and water by hydrodeoxygenation. In parallel with the hydrorefining, a hydroisomerization reaction of normal paraffin constituting the crude middle distillate proceeds to produce isoparaffin. When the middle distillate is used as a fuel oil base material, the isoparaffin produced by the hydroisomerization reaction is a component that contributes to the improvement of the low temperature fluidity, and the production rate is preferably high.
  • the reaction conditions in the middle distillate hydrotreating apparatus C8 are not limited, but the following reaction conditions can be selected. That is, examples of the reaction temperature include 180 to 400 ° C., preferably 200 to 370 ° C., more preferably 250 to 350 ° C., and particularly preferably 280 to 350 ° C. When the reaction temperature exceeds 400 ° C, decomposition to light components proceeds and not only the yield of middle distillate decreases, but also the product tends to be colored, which limits its use as a fuel oil base material. Tend to. On the other hand, when the reaction temperature is lower than 180 ° C., oxygen-containing compounds such as alcohols remain without being sufficiently removed, and the production of isoparaffins due to hydroisomerization tends to be suppressed.
  • Examples of the hydrogen partial pressure include 0.5 to 12 MPa, and 1.0 to 5.0 MPa is preferable. When the hydrogen partial pressure is less than 0.5 MPa, hydrorefining and hydroisomerization tend not to proceed sufficiently. On the other hand, when the hydrogen partial pressure exceeds 12 MPa, the apparatus is required to have high pressure resistance and the equipment cost increases. Tend to.
  • the liquid hourly space velocity of the raw middle distillate (LHSV) include 0.1 ⁇ 10.0h -1 but is preferably 0.3 ⁇ 3.5 h -1. When LHSV is less than 0.1 h ⁇ 1 , decomposition to light components proceeds and the yield of middle distillate tends to decrease and productivity tends to decrease, while it exceeds 10.0 h ⁇ 1 .
  • hydrorefining and hydroisomerization tend not to proceed sufficiently.
  • the hydrogen / oil ratio include 50 to 1000 NL / L, with 70 to 800 NL / L being preferred.
  • the hydrogen / oil ratio is less than 50 NL / L, hydrorefining and hydroisomerization tend not to proceed sufficiently.
  • it exceeds 1000 NL / L a large-scale hydrogen supply device is required. It tends to be.
  • the effluent oil from the middle distillate hydrotreating apparatus C8 is transferred through the line L32 after the gas component mainly containing unreacted hydrogen gas is separated in the gas-liquid separator D12 to which the line L30 is connected.
  • the hydrocracked product of the liquid wax fraction transferred by The gas component mainly containing hydrogen gas separated in the gas-liquid separator D12 is supplied to the hydrocracking apparatus C6 and reused.
  • step S8 the crude naphtha fraction extracted from the first rectification column C4 through the line L20 is combined with hydrogen gas supplied through a hydrogen gas supply line (not shown) connected to the line L20, along with the line L20. After being heated to a temperature required for hydrorefining of the crude naphtha fraction by the heat exchanger H8 installed in, it is supplied to the naphtha fraction hydrorefining apparatus C10 and hydrorefined.
  • the type of the naphtha fraction hydrotreating apparatus C10 is not particularly limited, and a fixed bed flow reactor filled with a hydrotreating catalyst is preferably used.
  • a single reactor may be used, or a plurality of reactors may be arranged in series or in parallel. Further, the catalyst bed in the reactor may be single or plural.
  • the hydrotreating catalyst used in the naphtha fraction hydrotreating apparatus C10 may be the same hydrotreating catalyst as used for hydrotreating the crude middle distillate.
  • hydrotreating apparatus C10 In hydrorefining of a crude naphtha fraction (mainly composed of normal paraffins having C 5 to C 10 as a main component) in the naphtha fraction hydrotreating apparatus C10, unsaturated hydrocarbons contained in the crude naphtha fraction are removed. Converted to paraffin hydrocarbons by hydrogenation. In addition, oxygen-containing compounds such as alcohols contained in the crude naphtha fraction are converted into paraffin hydrocarbons and water by hydrodeoxygenation. Note that the hydroisomerization reaction does not proceed so much due to the small number of carbon atoms in the naphtha fraction.
  • reaction conditions in the naphtha fraction hydrotreating apparatus C10 are not limited, reaction conditions similar to the reaction conditions in the middle distillate hydrotreating apparatus C8 can be selected.
  • the spilled oil from the naphtha fraction hydrotreating apparatus C10 is supplied to the gas-liquid separator D14 through the line L34, and is separated into a gas component mainly composed of hydrogen gas and liquid hydrocarbons in the gas-liquid separator D14.
  • the separated gas component is supplied to the hydrocracking apparatus C6, and the hydrogen gas contained therein is reused.
  • the separated liquid hydrocarbon is transferred to the naphtha stabilizer C14 through the line L36. A part of the liquid hydrocarbon is recycled through the line L48 to the line L20 upstream of the naphtha fraction hydrotreating apparatus C10.
  • the liquid hydrocarbons supplied from the naphtha fraction hydrotreating apparatus C10 and the second rectifying column C12 are fractionated and purified as a product having a carbon number of C 5 to C 10 .
  • Get naphtha The refined naphtha is transferred from the bottom of the naphtha stabilizer C14 to the storage tank T8 through the line L46 and stored.
  • hydrocarbon gas is discharged mainly composed of hydrocarbon carbon atoms is less than a predetermined number (C 4 or less). Since this hydrocarbon gas is not a product target, it is introduced into an external combustion facility (not shown), burned, and released into the atmosphere.
  • step S9 the mixed oil composed of the liquid hydrocarbon obtained from the effluent of the hydrocracking apparatus C6 and the liquid hydrocarbon obtained from the effluent of the middle distillate hydrotreating apparatus C8 is subjected to heat exchange installed in the line L32.
  • a hydrocarbon is generally of C 10 or less
  • the kerosene fraction a gas oil fraction is fractionated into the uncracked wax fraction.
  • the kerosene fraction has a boiling point of about 150 to 250 ° C., and is extracted from the center of the second rectifying column C12 by the line L42 and stored in the storage tank T6.
  • the light oil fraction has a boiling point of about 250 to 360 ° C., and is extracted from the lower part of the second rectifying column C12 through the line L40 and stored in the storage tank T4.
  • the undecomposed wax fraction has a boiling point of over 360 ° C., is extracted from the bottom of the second rectifying column C12, and is recycled to the line L12 upstream of the hydrocracking apparatus C6 by the line L38.
  • natural gas is used as a raw material for syngas production in the GTL process.
  • a hydrocarbon raw material that is not gaseous, such as asphalt or residual oil may be used.
  • the first rectification column C4 fractionates into three fractions of a crude naphtha fraction, a crude middle distillate, and a crude wax fraction, and a crude naphtha fraction and a crude middle distillate Each of these was hydrorefined in a separate process, but the crude light naphtha fraction and the crude middle distillate were fractionated into two fractions: a crude light fraction and a crude wax fraction.
  • hydrogen purification may be performed.
  • the kerosene fraction and the light oil fraction are fractionated as separate fractions in the second rectifying column C12, but even if these fractions are fractionated as one fraction (intermediate fraction). Good.
  • a part of the crude wax fraction containing the catalyst fine powder flowing out from the bottom of the first rectifying column C4 is not collected and removed. It may be transferred to the hydrocracking apparatus C6.
  • the fine catalyst powder flowing into the hydrocracking apparatus C6 may cause the above-mentioned problems such as a decrease in activity of the hydrocracking catalyst filled in the hydrocracking apparatus C6.
  • the fine catalyst powder is collected since at least a part of the crude wax fraction containing the fine catalyst powder flowing out from the bottom of the first rectifying column C4 is collected and removed in the storage tank T2, the fine catalyst powder is collected.
  • the amount of catalyst fine powder flowing into the hydrocracking apparatus C6 can be reduced. As a result, it is possible to extend the operation time until the above-described problem becomes apparent.
  • the manufacturing method and manufacturing system of hydrocarbon oil which can suppress efficiently that the catalyst fine powder derived from the catalyst used for FT synthesis reaction flow into the reaction system of the upgrading process of FT synthetic oil are provided. It becomes possible to do.
  • T2 ... storage tank, C4 ... first fractionator, C6 ... hydrocracking device, C8 ... middle distillate hydrotreating device, C10 ... naphtha distillate hydrotreating device, C12 ... 2nd fractionator, L12, L16 ... Bypass line, L14a, L14b ... Transfer line, 100 ... Production system of hydrocarbon oil.

Abstract

 FT合成反応用触媒に由来する触媒微粉末がFT合成油のアップグレーディング工程の反応系へ流入することを抑制できる炭化水素油の製造方法を提供する。本発明の炭化水素油の製造方法は、触媒で懸濁した液体炭化水素のスラリーを内部に保持するスラリー床反応器C2を用いたフィッシャー・トロプシュ合成反応により、触媒に由来する触媒微粉末を含む炭化水素油を得て、精留塔C4により炭化水素油を留出油と触媒微粉末を含む塔底油とに分留し、塔底油の少なくとも一部を貯槽T2に移送し、触媒微粉末を貯槽T2の底部に沈降させて捕集し、塔底油の残余の精留塔C4から水素化分解装置C6への移送、及び/又は貯槽T2により触媒微粉末が捕集された塔底油の上澄みの貯槽T2から水素化分解装置C6への移送を行い、水素化分解装置C6を用いて塔底油の残余及び/又は塔底油の上澄みを水素化分解する。

Description

炭化水素油の製造方法及び炭化水素油の製造システム
 本発明は炭化水素油の製造方法及び炭化水素油の製造システムに関する。
 近年、環境負荷低減の観点から、硫黄分及び芳香族炭化水素の含有量が低く、環境にやさしいクリーンな液体燃料が求められている。このような観点から、硫黄分及び芳香族炭化水素を含まず、脂肪族炭化水素に富む燃料油基材、特に灯油・軽油基材を製造するための原料炭化水素を製造する技術として、一酸化炭素ガスと水素ガスを原料としたフィッシャー・トロプシュ合成反応(以下、場合により「FT合成反応」という。)を利用する方法が検討されている。
 また、天然ガス等のガス状炭化水素原料の改質により一酸化炭素ガスと水素ガスを主成分とする合成ガスを製造し、この合成ガスからFT合成反応により炭化水素油(以下、場合により「FT合成油」という。)を合成し、さらにFT合成油を水素化、精製して各種液体燃料油基材等を製造する工程であるアップグレーディング工程を経て、灯油・軽油基材及びナフサ、あるいはワックス等を製造する技術はGTL(Gas To Liquids)プロセスとして知られている(例えば特許文献1参照。)。
 FT合成反応により炭化水素油を合成する合成反応システムとしては、例えば、炭化水素油中に固体のFT合成反応に活性を有する触媒(以下、場合により「FT合成触媒」という。)粒子を懸濁させたスラリー中に合成ガスを吹き込んでFT合成反応を行う気泡塔型スラリー床FT合成反応システムが開示されている(下記特許文献2参照)。
 気泡塔型スラリー床FT合成反応システムとしては、例えば、スラリーを収容してFT合成反応を行う反応器と、合成ガスを反応器の底部に吹き込むガス供給部と、反応器内でのFT合成反応により得られた炭化水素油を含むスラリーを反応器から抜き出す流出管と、流出管を介して抜き出されたスラリーを炭化水素油とFT合成触媒粒子とに分離する触媒分離器と、触媒分離器により分離されたFT合成触媒粒子及び一部の炭化水素油を反応器に返送する返送管とを備えた外部循環式のシステムが知られている。
特開2004-323626号公報 米国特許出願公開2007/0014703号明細書
 上記気泡塔型スラリー床FT合成反応システムにおける触媒分離器は、目開きが例えば10μm程度であるフィルターを備える。このフィルターによりスラリー中のFT合成触媒粒子が捕集され、炭化水素油と分離される。
 ところが、FT合成触媒粒子は、FT合成触媒粒子どうしの摩擦、反応器の内壁等との摩擦、又はFT合成反応による熱的ダメージ等によってその一部が徐々に微細化して微粉末となる。粒径が触媒分離器のフィルターの目開きよりも小さくなった微粉末(以下、場合により「触媒微粉末」という。)は炭化水素油と共にフィルターを通過し、FT合成油のアップグレーディング工程の反応系に流入してしまうことがあった。触媒微粉末の前記反応系への流入は、同反応系で使用する触媒の劣化や反応器の圧力損失の上昇、更には液体燃料基材及び液体燃料製品の品質低下の原因となる。しかし、FT合成反応により得られるFT合成油が大きな流量で流通する流路に触媒微粉末の粒径よりも小さな目開きを有するフィルターを設けて触媒微粉末を捕集することは、フィルターにおける圧力損失が大きい上に、触媒微粉末の捕集により圧力損失が更に上昇することから困難であった。
 本発明は、上記課題に鑑みてなされたものであり、FT合成反応に用いる触媒由来の触媒微粉末がアップグレーディング工程の反応系に流入することを抑制できる炭化水素油の製造方法及び製造システムを提供することを目的とする。
 上記目的を達成するため、本発明の炭化水素油の製造方法は、液体炭化水素と液体炭化水素中に懸濁した触媒とを含むスラリーを内部に保持するスラリー床反応器を用いたフィッシャー・トロプシュ合成反応により、触媒に由来する触媒微粉末を含有する炭化水素油を得る工程と、精留塔を用いて炭化水素油を少なくとも1種の留出油と触媒微粉末を含む塔底油とに分留する工程と、塔底油の少なくとも一部を貯槽に移送して、触媒微粉末を貯槽の底部に沈降させて捕集する工程と、塔底油の残余の精留塔から水素化分解装置への移送、及び/又は貯槽において触媒微粉末が捕集された塔底油の上澄みの貯槽から水素化分解装置への移送を行い、水素化分解装置を用いて塔底油の残余及び/又は塔底油の上澄みを水素化分解する工程と、を備える。
 上記本発明に係る炭化水素油の製造方法によれば、FT合成油中に含まれる触媒微粉末が精留塔の塔底油中に濃縮され、この触媒微粉末が濃縮された塔底油の少なくとも一部を貯槽に移送して、触媒微粉末を貯槽の底部に沈降させて捕集することにより、触媒微粉末が塔底油の水素化分解のための反応系(水素化分解装置)に流入することを効率的に抑制することができる。
 本発明の炭化水素油の製造方法においては、貯槽が、底部に沈降した触媒微粉末の移動を抑制するための構造を底部に備えることが好ましい。これにより、触媒微粉末が塔底油の水素化分解のための反応系(水素化分解装置)に流入することをより効率的に抑制することができる。
 本発明に係る炭化水素油の製造システムは、液体炭化水素と前記液体炭化水素中に懸濁した触媒とを含むスラリーを内部に保持するスラリー床反応器を有し、触媒に由来する触媒微粉末を含有する炭化水素油を得るためのフィッシャー・トロプシュ合成反応装置と、炭化水素油を少なくとも1種の留出油と塔底油とに分留するための精留塔と、塔底油の水素化分解を行うための水素化分解装置と、精留塔の塔底と水素化分解装置とを結ぶバイパスラインと、バイパスラインの分岐点から分枝する移送ラインと、移送ラインに接続され、触媒微粉末を底部に沈降させて捕集する貯槽と、を備える。
 上記本発明に係る炭化水素油の製造システムによれば、上記本発明に係る炭化水素油の製造方法を実施することが可能となる。
 本発明の炭化水素油の製造システムにおいては、貯槽が、底部に沈降した触媒微粉末の移動を抑制するための構造を底部に備えることが好ましい。これにより、触媒微粉末が塔底油の水素化分解のための反応系(水素化分解装置)に流入することをより効率的に抑制することができる。
 本発明によれば、FT合成反応に用いる触媒に由来する触媒微粉末がFT合成油のアップグレーディング工程の反応系へ流入することを効率的に抑制できる炭化水素油の製造方法及び製造システムを提供することが可能となる。
本発明の実施形態に係る炭化水素油の製造システムの一例の模式図である。 図2(a)、図2(b)、図2(c)、図2(d)、図2(e)、図2(f)及び図2(g)は、本発明の実施形態に係る炭化水素油の製造システムが備える貯槽における底部の構造の具体例を示す模式図である。 図3(a)、図3(b)及び図3(c)は、本発明の実施形態に係る炭化水素油のシステムが備える貯槽の配置形態の具体例を示す模式図である。 図4(a)及び図4(b)は、本発明の実施形態に係る炭化水素油のシステムが備える貯槽の配置形態の具体例を示す模式図である。
 以下、図1~4を参照しながら、本発明の一実施形態に係る炭化水素油の製造システム及び当該製造システムを用いた炭化水素油の製造方法について詳細に説明する。なお、同一又は同等の要素については同一の符号を付す。
 (炭化水素油の製造システムの概要)
 本実施形態において使用する炭化水素油の製造システム100は、天然ガス等の炭化水素原料を軽油、灯油及びナフサ等の液体燃料(炭化水素油)基材に転換するGTLプロセスを実施するためのプラント設備である。本実施形態の炭化水素油の製造システム100は、改質器(図示省略。)、気泡塔型スラリー床反応器C2、第1精留塔C4、バイパスラインL12及びL16、移送ラインL14a及びL14b(場合によりL14aのみ)、貯槽T2、水素化分解装置C6、中間留分水素化精製装置C8、ナフサ留分水素化精製装置C10及び第2精留塔C12を主として備える。バイパスラインを形成するラインL12は、第1精留塔C4とミキシングドラムD6とを接続する。バイパスラインを形成するラインL16は、ミキシングドラムD2と水素化分解装置C6とを接続する。なお、図1においては、炭化水素油の製造システム100は貯槽T2が移送ラインL14a及びL14bの間に配設される例を示したが、貯槽T2が移送ラインL14aに接続され、移送ラインL14bを有さなくてもよい。この場合、第1精留塔C4の塔底から流出する触媒微粉末を含む粗ワックス留分の少なくとも一部は移送ラインL14aを通じて貯槽T2に供給され、貯槽T2において触媒微粉末が捕集された粗ワックス留分の上澄みは、移送ラインL14aを逆方向に流通させることにより排出される。なお、「ライン」とは流体を移送するための配管を意味する。
 (炭化水素油の製造方法の概要)
 製造システム100を用いた炭化水素油の製造方法は、下記の工程S1~S9を備える。
 工程S1では、改質器(図示省略。)において、炭化水素原料である天然ガスを改質して一酸化炭素ガスと水素ガスを含む合成ガスを製造する。
 工程S2では、気泡塔型スラリー床反応器C2において、FT合成触媒を用いたFT合成反応により、工程S1で得た合成ガスから炭化水素油(FT合成油)を合成する。工程S2では、FT合成触媒の一部から触媒微粉末が発生し、該触媒微粉末の一部は、炭化水素油とFT合成触媒粒子を分離するフィルターを通過して、以下に述べる工程S3に供されるFT合成油に混入することがある。
 工程S3では、第1精留塔C4において、工程S2で得たFT合成油を少なくとも1種の留出油と触媒微粉末を含む塔底油とに分留する。本実施形態においては、この分留により、FT合成油を粗ナフサ留分と、粗中間留分と、粗ワックス留分とに分離する。ここで、粗ナフサ留分及び粗中間留分は、第1精留塔C4においてFT合成油から一旦気化した後凝縮し、それぞれ、第1精留塔C4の塔頂及び中段から抜き出される留出油であり、粗ワックス留分はFT合成油から気化することなく液体のまま塔底から抜き出される塔底油である。この塔底油は、工程S2において発生し、FT合成油に混入した触媒微粉末を含有する場合がある。なお、粗ナフサ留分、粗中間留分、及び粗ワックス留分とは、FT合成油から分留により得られたそれぞれの留分であって、水素化精製あるいは水素化分解処理を受けていないものをいう。
 以下に説明する工程S4以下の工程は、FT合成油のアップグレーディング工程を構成する。
 工程S4では、工程S3で分離された第1精留塔C4の塔底油であり、触媒微粉末を含む粗ワックス留分の少なくとも一部を、ラインL12及びラインL12の分岐点から分枝する移送ラインL14aを通じて貯槽T2へ移送し、貯槽T2において粗ワックス留分中に含まれる触媒微粉末を貯槽T2の底部に沈降させて分離、捕集することにより、粗ワックス留分から触媒微粉末を除去する。
 工程S5では、工程S3で分離された触媒微粉末を含む粗ワックス留分のうち、工程S4で貯槽T2に移送されなかった残余分を、バイパスラインを形成するラインL12及びL16を通じて第1精留塔C4から水素化分解装置C6へ移送する。また、貯槽T2において触媒微粉末が沈降・分離によりその底部に捕集された粗ワックス留分の上澄みを、移送ラインL14b(場合によりラインL14a)及びラインL16を通じて貯槽T2から水素化分解装置C6へ移送する。
 工程S6では、水素化分解装置C6において、工程S3で分離され、工程S4でその少なくとも一部から触媒微粉末が除去され、工程S5で移送された粗ワックス留分の水素化分解を行う。
 工程S7では、中間留分水素化精製装置C8において粗中間留分の水素化精製を行う。
 工程S8では、ナフサ留分水素化精製装置C10において粗ナフサ留分の水素化精製を行う。更に、水素化精製されたナフサ留分をナフサ・スタビライザーC14において分留して、GTLプロセスの製品であるナフサ(GTL-ナフサ)を回収する。
 工程S9では、粗ワックス留分の水素化分解生成物と粗中間留分の水素化精製生成物との混合物を第2精留塔C12において分留する。この分留により、GTLプロセスの製品である軽油(GTL-軽油)基材及び灯油(GTL-灯油)基材を回収する。
 以下、工程S1~S9をそれぞれ更に詳細に説明する。
 (工程S1)
 工程S1では、まず、脱硫装置(図示省略。)により、天然ガス中に含まれる硫黄化合物を除去する。通常この脱硫装置は、公知の水素化脱硫触媒が充填された水素化脱硫反応器及びその後段に配設された、例えば酸化亜鉛等の硫化水素の吸着材が充填された吸着脱硫装置から構成される。天然ガスは水素とともに水素化脱硫反応器に供給され、天然ガス中の硫黄化合物は硫化水素に転化される。続いて吸着脱硫装置において硫化水素が吸着除去されて、天然ガスが脱硫される。この天然ガスの脱硫により、改質器に充填された改質触媒、工程S2で使用されるFT合成触媒等の硫黄化合物による被毒を防止する。
 脱硫された天然ガスは改質器内において、二酸化炭素及び水蒸気を用いた改質(リフォーミング)に供され、一酸化炭素ガスと水素ガスとを主成分とする高温の合成ガスを生成する。工程S1における天然ガスの改質反応は、下記の化学反応式(1)及び(2)で表される。なお、改質法は二酸化炭素及び水蒸気を用いる水蒸気・炭酸ガス改質法に限定されず、例えば、水蒸気改質法、酸素を用いた部分酸化改質法(POX)、部分酸化改質法と水蒸気改質法の組合せである自己熱改質法(ATR)、炭酸ガス改質法などを利用することもできる。
CH+HO→CO+3H   (1)
CH+CO→2CO+2H   (2)
 (工程S2)
 工程S2においては、工程S1において製造された合成ガスが気泡塔型スラリー床反応器C2に供給され、合成ガス中の水素ガスと一酸化炭素ガスから炭化水素が合成される。
 気泡塔型スラリー床反応器C2を含む気泡塔型スラリー床FT反応システムとしては、例えば、FT合成触媒を含むスラリーを収容する気泡塔型スラリー床反応器C2と、合成ガスを反応器の底部に吹き込むガス供給部(図示省略。)と、FT合成反応により得られたガス状炭化水素及び未反応の合成ガスを気泡塔型スラリー床反応器C2の塔頂から抜き出すラインL2と、ラインL2から抜き出されたガス状炭化水素及び未反応の合成ガスを冷却、気液分離する気液分離器D2と、炭化水素油を含むスラリーを反応器から抜き出す流出管L6と、流出管を介して抜き出されたスラリーを炭化水素油とFT合成触媒粒子とに分離する触媒分離器D4と、触媒分離器D4により分離されたFT合成触媒粒子及び一部の炭化水素油を反応器に返送する返送管L10とを主として含む。また、気泡塔型スラリー床反応器C2の内部には、FT合成反応により発生する反応熱を除去するための、内部に冷却水が流通される伝熱管(図示省略。)が配設されている。
 気泡塔型スラリー床反応器C2において使用されるFT合成触媒としては、活性金属が無機担体に担持された公知の担持型FT合成触媒が用いられる。無機担体としては、シリカ、アルミナ、チタニア、マグネシア、ジルコニア等の多孔性酸化物が用いられ、シリカ又はアルミナが好ましく、シリカがより好ましい。活性金属としては、コバルト、ルテニウム、鉄、ニッケル等が挙げられ、コバルト及び/又はルテニウムが好ましく、コバルトがより好ましい。活性金属の担持量は、担体の質量を基準として、3~50質量%であることが好ましく、10~40質量%であることがより好ましい。活性金属の担持量が3質量%未満の場合には活性が不充分となる傾向にあり、また、50質量%を超える場合には、活性金属の凝集により活性が低下する傾向にある。また、FT合成触媒は上記活性金属の他に、活性を向上させる目的、あるいは生成する炭化水素の炭素数及びその分布を制御する目的で、その他の成分が担持されていてもよい。その他の成分としては、例えば、ジルコニウム、チタニウム、ハフニウム、ナトリウム、リチウム、マグネシウム等の金属元素を含む化合物が挙げられる。FT合成触媒粒子の平均粒径は、該触媒粒子がスラリー床反応器内において液体炭化水素中に懸濁したスラリーとして流動し易いように、40~150μmであることが好ましい。また、同様にスラリーとしての流動性の観点から、FT合成触媒粒子の形状は球状であることが好ましい。
 前記活性金属は公知の方法により前記担体に担持される。担持の際に使用される活性金属元素を含む化合物としては、前記活性金属の硝酸塩、塩酸塩、硫酸塩等の鉱酸の塩、ギ酸、酢酸、プロピオン酸等の有機酸の塩、アセチルアセトナート錯体等の錯化合物などを挙げることができる。担持の方法としては特に限定されないが、前記の活性金属元素を含む化合物の溶液を用いた、Incipient Wetness法に代表される含浸法が好ましく採用される。活性金属元素を含む化合物が担持された担体は、公知の方法により乾燥され、更に好ましくは空気雰囲気下に、公知の方法により焼成される。焼成温度としては特に限定されないが、一般的に300~600℃程度である。前記焼成により、担体上の活性金属元素を含む化合物は金属酸化物に転化される。
 FT合成触媒がFT合成反応に対する高い活性を発現するためには、上記活性金属原子が酸化物の状態にある触媒を還元処理することにより、活性金属原子を金属の状態に転換することが必要である。この還元処理は、通常加熱下に触媒を還元性ガスに接触させることにより行われる。還元性ガスとしては、例えば、水素ガス、水素ガスと窒素ガス等の不活性ガスとの混合ガス等の水素ガスを含むガス、一酸化炭素ガス等が挙げられ、好ましくは水素を含むガスであり、より好ましくは水素ガスである。還元処理における温度は特に限定されないが、一般的に200~550℃であることが好ましい。還元温度が200℃よりも低い場合、活性金属原子が充分に還元されず触媒活性が充分に発現しない傾向にあり、550℃を超える場合には、活性金属の凝集等に起因して触媒活性が低下する傾向にある。還元処理における圧力は特に限定されないが、一般的に0.1~10MPaであることが好ましい。圧力が0.1MPa未満の場合には、活性金属原子が充分に還元されず触媒活性が充分に発現しない傾向にあり、10MPaを超える場合には、装置の耐圧を高める必要から設備コストが上昇する傾向にある。還元処理の時間は特に限定されないが、一般的に0.5~50時間であることが好ましい。還元時間が0.5時間未満の場合には、活性金属原子が充分に還元されず触媒活性が充分に発現しない傾向にあり、50時間を超える場合には、活性金属の凝集等に起因して触媒活性が低下する傾向にあり、また効率が低下する傾向にある。還元処理を行う設備は特に限定されないが、例えばFT合成反応を行う反応器内で液体炭化水素の非存在下に還元処理を行ってもよい。また、FT合成反応を行う反応器に接続された設備内で還元処理を行い、大気に接触することなく、配管を通してFT合成を行う反応器に触媒を移送してもよい。
 一方、触媒製造設備等のFT合成反応を実施する設備とは異なる立地にある設備において還元処理を行う場合には、還元処理により活性化された触媒は、輸送等の過程で大気に接触させると失活する。この失活を防止するためには、活性化された触媒に安定化処理を施すことが好ましい。安定化処理としては、活性化された触媒に軽度な酸化処理を施し、活性金属表面に酸化皮膜を形成して、大気との接触によりそれ以上の酸化が進行しないようにする方法、あるいは、活性化された触媒を大気と非接触下に、炭化水素ワックス等によりコーティングして大気との接触を遮断する方法等が挙げられる。前記酸化皮膜を形成する方法においては、触媒を輸送後そのままFT合成反応に供することができ、またワックス等による被覆を行う方法においても、触媒を液体炭化水素に懸濁させてスラリーを形成する際に、被覆に使用したワックス等は液体炭化水素中に溶解して活性が発現される。
 気泡塔型スラリー床反応器C2におけるFT合成反応の反応条件としては限定されないが、例えば次のような反応条件が選択される。すなわち、反応温度は、一酸化炭素の転化率及び生成する炭化水素の炭素数を高めるとの観点から、150~300℃であることが好ましい。反応圧力は0.5~5.0MPaであることが好ましい。原料ガス中の水素/一酸化炭素比率(モル比)は0.5~4.0であることが好ましい。なお、一酸化炭素の転化率は50%以上であることがFT合成油の生産効率の観点から望ましい。
 気泡塔型スラリー床反応器C2の内部には、液体炭化水素(好ましくはFT合成反応の生成物)中にFT合成触媒粒子を懸濁させたスラリーが収容されている。工程S1において得られた合成ガス(CO及びH)は気泡塔型スラリー床反応器C2の底部に設置された分散板を通して、該反応器内のスラリー中に噴射される。スラリー中に吹き込まれた合成ガスは、気泡となってスラリー中を気泡塔型スラリー床反応器C2の上部へ向かって上昇する。その過程で、合成ガスは液体炭化水素中に溶解し、FT合成触媒粒子と接触することによりFT合成反応が進行し、炭化水素が生成する。FT合成反応は、例えば、下記化学反応式(3)で表される。
2nH+nCO→(-CH-)+nHO   (3)
 気泡塔型スラリー床反応器C2内に収容されたスラリーの上部には気相部が存在する。FT合成反応により生成した気泡塔型スラリー床反応器C2内の条件にてガス状である軽質炭化水素及び未反応の合成ガス(CO及びH)は、スラリー相からこの気相部に移動し、更に気泡塔型スラリー床反応器C2の頂部からラインL2を通じて抜き出される。そして、抜き出された軽質炭化水素及び未反応の合成ガスはラインL2に接続される冷却器(図示省略。)を含む気液分離器D2により未反応の合成ガス及びC以下の炭化水素ガスを主成分とするガス分と、冷却により液化した液体炭化水素(軽質炭化水素油)とに分離される。このうちガス分は気泡塔型スラリー床反応器C2へリサイクルされ、ガス分に含まれる未反応の合成ガスは再びFT合成反応に供される。一方、軽質炭化水素油はラインL4及びラインL8を経て第1精留塔C4へ供給される。
 一方、FT合成反応により生成した、気泡塔型スラリー床反応器C2内の条件にて液状である炭化水素(重質炭化水素油)及びFT合成触媒粒子を含むスラリーは、気泡塔型スラリー床反応器C2の中央部からラインL6を通じて触媒分離器D4へ供給される。スラリー中のFT合成触媒粒子は、触媒分離器D4内に設置されたフィルターで捕集される。スラリー中の重質炭化水素油はフィルターを通過してFT合成触媒粒子と分離されてラインL8により抜き出され、ラインL4からの軽質炭化水素油と合流する。重質炭化水素油及び軽質炭化水素油の混合物は、ラインL8の中途に設置された熱交換器H2において加熱された後に第1精留塔C4へ供給される。
 FT合成反応の生成物としては、気泡塔型反応器C2内の条件にてガス状の炭化水素(軽質炭化水素)、及び気泡塔型反応器C2内の条件にて液体である炭化水素(重質炭化水素油)が得られる。これらの炭化水素は実質的にノルマルパラフィンであり、芳香族炭化水素、ナフテン炭化水素及びイソパラフィンはほとんど含まれない。また、前記軽質炭化水素及び重質炭化水素油を合わせた炭素数の分布は、常温でガスであるC以下から常温で固体(ワックス)である、例えばC80程度の広い範囲に及ぶ。また、前記反応生成物は、副生成物として、オレフィン類及び一酸化炭素由来の酸素原子を含む含酸素化合物(例えばアルコール類)を含む。
 触媒分離器D4が備えるフィルターの目開きは、FT合成触媒粒子の粒径よりも小さければ特に限定されないが、好ましくは10~20μm、更に好ましくは10~15μmである。触媒分離器D4が備えるフィルターで捕集されたFT合成触媒粒子は、適宜通常の流通方向とは逆方向に液体炭化水素を流通させること(逆洗)により、ラインL10を通じて気泡塔型反応器C2へ戻され、再利用される。
 気泡塔型スラリー床反応器C2内においてスラリーとして流動するFT合成触媒粒子の一部は、触媒粒子どうしの摩擦、器壁や反応器内に配設される冷却のための伝熱管との摩擦、あるいは反応熱によるダメージ等により、摩滅あるいは崩壊を生じ、触媒微粉末を生成する。ここで触媒微粉末の粒子径としては特に限定されないが、前記触媒分離器D4が備えるフィルターを通過する大きさ、すなわちフィルターの目開き以下である。例えばフィルターの目開きが10μmである場合には、10μm以下の粒子径を有する触媒粒子を触媒微粉末という。スラリーに含まれる触媒微粉末は、重質炭化水素油と共にフィルターを通過し、第1精留塔C4へ供給される。
 (工程S3)
 工程S3では、気泡塔型スラリー床反応器C2から供給された軽質炭化水素油と重質炭化水素油の混合物からなる炭化水素油(FT合成油)を第1精留塔C4において分留する。この分留により、FT合成油を、概ねC~C10であり沸点が約150℃より低い粗ナフサ留分と、概ねC11~C20であり沸点が約150~360℃である粗中間留分と、概ねC21以上であり沸点が約360℃を超える粗ワックス留分とに分離する。
 粗ナフサ留分は、第1精留塔C4の塔頂に接続されたラインL20を通じて抜き出される。粗中間留分は、第1精留塔C4の中央部に接続されたラインL18を通じて抜き出される。粗ワックス留分は、第1精留塔C4の底部に接続されたラインL12を通じて抜き出される。
 第1精留塔C4に供給されるFT合成油に含まれる触媒微粉末は、第1精留塔C4内で一旦気化しその後凝縮して得られる留出油(粗ナフサ留分及び粗中間留分)には同伴せず、実質的に、第1精留塔C4内で気化することなく液体状態を保ち塔底油となる粗ワックス留分中にのみ同伴する。したがって、FT合成油(全留分)に含まれていた触媒微粉末は粗ワックス留分中に濃縮されることとなる。これにより、詳細には後述する触媒微粉末の捕集・除去を行う工程において、その対象となる粗ワックス留分中の触媒微粉末の濃度が高まるとともに、処理を行う液量が低減されるため、触媒微粉末の捕集・除去を効率的に行うことが可能となる。
 (工程S4)
 工程S4では、第1精留塔C4の塔底からラインL12及び移送ラインL14aを通じて、工程S3で分離された粗ワックス留分の少なくとも一部を貯槽T2に移送し、貯槽T2において粗ワックス留分中に含まれる触媒微粉末を貯槽T2の底部に沈降させ、粗ワックス留分と分離して捕集する。
 第1精留塔C4の塔底に接続されたラインL12はミキシングドラムD6に接続され、ミキシングドラムD6と水素化分解装置C6とはラインL16により接続されている。ミキシングドラムD6を介したラインL12及びラインL16はバイパスラインを形成する。ここでバイパスラインとは、粗ワックス留分から触媒微粉末を捕集・除去するための貯槽T2を経由しないで第1精留塔C4の塔底と水素化分解装置C6とを結ぶラインを意味する。移送ラインL14aは、ラインL12上の分岐点から分枝し、貯槽T2に接続する。また、貯槽T2から触媒微粉末が捕集された粗ワックス留分の上澄みを排出するための移送ラインL14bは前記分岐点の下流のラインL12に接続する。なお、前述のように、製造システム100は、移送ラインL14bを有さず、移送ラインL14aを使用して粗ワックス留分の上澄みを貯槽T2から排出する構成としてもよい。バイパスラインを形成するラインL12(好ましくは移送ラインL14aとの分岐点の下流、且つ、移送ラインL14bとの合流点の上流の位置)及び移送ラインL14a及び移送ラインL14bには、それぞれ流量計及びそれぞれのラインの閉止/開通並びに流量の調整を行うためのバルブが備えられていることが好ましい。
 なお、上記の例では、移送ラインL14aはラインL12から分枝する構成となっているが、移送ラインL14aはラインL16から分枝し、移送ラインL14bはラインL16に戻る構成であってもよい。但し、この場合、ラインL38を通じてリサイクルされる第2精留塔C12の塔底油(未分解ワックス留分)により粗ワックス留分中に含まれる触媒微粉末が希釈されることから、工程S3における触媒微粉末の濃縮効果が減じられるため、移送ラインL14aは上述のラインL12から分枝し、ラインL12に戻る構成であることが好ましい。
 貯槽T2は通常の貯槽(タンク)であってよく、工程S3で分離される粗ワックス留分の流出速度と水素化分解装置C6への粗ワックス留分の供給速度のバランスとるために粗ワックス留分を一時的に貯留するための貯槽を兼ねていてもよい。
 貯槽T2の底部は、該底部に沈降した触媒微粉末の移動を抑制するための構造を備えることが好ましい。底部に沈降した触媒微粉末の移動を抑制するための構造とは、底部に沈降した触媒微粉末及び/又はその周囲の粗ワックス留分の移動又は流動を幾何学的に、あるいはその他の機構により阻害することにより、触媒微粉末を一旦貯槽T2の底部に沈降させ、捕集された触媒微粉末の移動(舞い上がり)を抑制するものである。このような構造としては、底板又は底板の上に凹凸部又は凹部を有し、該凹部に触媒微粉末を捕集する構造、底板上に仕切板を有し、該仕切板で区分された各区画に触媒微粉末を捕集する構造、底板上に三次元の網目様の構造を有し、これにより形成される空間に触媒微粉末を捕集する構造、底板の上部に、底板と所定の間隔をもって略平行に設置され、開口部を有する板状体を有し、前記開口部を通過した触媒微粉末を底板上に捕集する構造、底板に磁性を有する材料を配し、磁性を有する触媒微粉末を捕集する構造などが挙げられる。
 以下に貯槽T2の底部の各構造について、図2を参照して更に具体的に説明する。
 <凹凸部又は凹部を有する構造>
 底板又は底板の上に凹凸部又は凹部を有し、該凹部に触媒微粉末を捕集する構造の例としては、例えば図2(a)に示す波板を有する構造が挙げられる。図2(a)においては、平板状の底板の上に波板20が設置された例を示しているが、貯槽T2の底板自体がこのような構造を有していてもよい。また、波板は底板の全面を覆うものであってよい。また、波板の繰り返し単位の幅(ピッチ)及び波型形状の高さ等は適宜決定される。沈降した触媒微粉末は波板の凹部に捕集される。前記底板又は底板の上に凹凸部又は凹部を有し、該凹部に触媒微粉末を捕集する構造の他の例としては、例えば図2(b)に示すような凹部22を有する構造が挙げられる。図2(b)においては凹部の形状が円柱状である例を示したが、これに限定されることはなく、角柱状、半球状等の他の形状であってもよい。また、各凹部の大きさ、深さ、数等は適宜決定される。
 <仕切板を有する構造>
 前記底板上に仕切板を有し、該仕切板で区分された各区画に触媒微粉末を捕集する構造の例としては、例えば図2(c)に示すような構造が挙げられる。仕切板24は底板に対して垂直に配置されていることが好ましいが、これに限定されることはない。また、図2(c)においては、仕切板は互いに並行に底板上に配置されているが、このような形状に限定されることはなく、図2(c)に示す互いに平行な仕切板に更に直交する仕切板を組み合わせた、平面図において格子状の仕切板を有するもの、平面図において同心円状に配置された仕切板を有するもの、平面図において螺旋状に配置された仕切板を有するもの、平面図において中心から放射上に配置された仕切板を有するもの、あるいはこれらを互いに組み合わせた配置の仕切板を有するものなどが挙げられる。ここで、各仕切板の高さ、間隔等は任意に決定される。
 <三次元網目構造を有する構造>
 前記底板上に三次元の網目様の構造を有し、これにより形成される空間に触媒微粉末を捕集する構造の例としては、例えば図2(d)に示すような、互いに絡み合った繊維状の構造26が底板上に設置された構造が挙げられる。該構造を形成する材料としては、例えば鉄の繊維を絡み合わせたもの(スチール・ワイヤー)等の金属繊維からなるもの、あるいは耐熱性を有する合成繊維等から形成される織布、不織布等であってよい。これらの構造中には、例えば絡み合った繊維の間に空間が形成され、沈降した触媒微粉末が該空間に捕捉される。
 <底板の上部に開口部を有する板状体を有する構造>
 前記底板の上部に、底板と所定の間隔をもって略平行に設置され、開口部を有する板状体を有し、前記開口部を通過した触媒微粉末を底板上に捕集する構造の例としては、例えば図2(e)に示すような、底板の上部にメッシュ28を有する構造が挙げられる。メッシュの目開きは、触媒微粉末が通過可能なものであれば特に限定されないが、触媒微粉末沈降の際の通過の容易さと、一旦底板まで沈降した触媒微粉末がメッシュを再度通過してその上部に舞い上がることの抑制効果との兼ね合いから決定される。前記底板の上部に、底板と所定の間隔をもって略平行に設置され、開口部を有する板状体を有し、前記開口部を通過した触媒微粉末を底板上に捕集する構造の他の例としては、図2(f)に示すような、底板の上部に、周囲から中心に向かって傾斜を有し中心部に開口部を有する漏斗状の構造をもつ板状体30を有する構造が挙げられる。図2(f)においては、貯槽T2の水平方向の断面をひとつの漏斗状の構造をもつ板状体が覆う例を示しているが、漏斗状の構造は複数であってよい。その場合、漏斗状の構造間の水平部分の面積は極力小さくすることが好ましい。また、漏斗状の構造の形状は円錐状だけでなく四角錐等の多角錐状であってもよい。これらの漏斗状の構造の数、傾斜部の傾き、開口部の大きさ等は適宜決定される。
 以上の貯槽T2の底部の構造は、沈降により捕集された触媒微粉末の周囲の粗ワックスの対流等による流動を幾何学的に阻害すること、あるいは前記流動があったとしても、捕集された触媒微粉末を幾何学的に区分された区画の外に移動することを阻害することにより、「舞い上がり」による触媒微粉末の貯槽T2からの排出を抑制するものである。
 <底部に磁性を有する材料を配する構造>
 前記底部に磁性を有する材料を配し、磁性を有する触媒微粉末を捕集する構造の例としては、例えば図2(g)に示すような、底板に例えば永久磁石のような磁性体32が設けられた構造が挙げられる。FT合成触媒としては、シリカ等の担体に活性金属としてコバルト、鉄、ニッケル等の磁性を有する金属が担持された触媒が一般的に使用される。よって、これらの金属を有するFT合成触媒由来の触媒微粉末は、貯槽T2の底部に沈降すると、該底部に設けられた磁性体の磁力に吸引され、周囲の粗ワックス留分に流動が生じた場合でも、移動が抑制される。磁性を有する材料としては、永久磁石以外に電磁石であってもよく、その場合、貯槽T2の底部には、単数又は複数の電磁石が設置され、更にこの電磁石に磁性を発生させるため電気設備が設けられ、貯槽T2において触媒微粉末の捕集を行なう際には、該電気設備に通電を行なう。
 貯槽T2の底部に沈降した触媒微粉末の移動を抑制するための構造は、上記の例に限定されず、上記と同様あるいは類似の作用・効果によって、貯槽T2の底部に沈降した触媒微粉末及び/又はその周囲の粗ワックス留分の移動又は流動を抑制できるものであれば、使用することができる。
 移送ラインL14a、移送ラインL14b及び貯槽T2は、それぞれ単一のライン並びにその間に配設された単一の貯槽から構成されてもよいし、移送ラインL14a及び移送ラインL14bがそれぞれ並列する複数のラインに分枝し、これらの分枝した各ラインのそれぞれの間にそれぞれ貯槽が配設された複数のライン及び貯槽から構成されてもよい。
 貯槽T2における粗ワックス留分中に含まれる触媒微粉末の捕集は、第1精留塔C4の塔底から流出する粗ワックス留分の少なくとも一部を貯槽T2に移送する移送工程、及び貯槽T2に移送された粗ワックス留分中の触媒微粉末を沈降させて得られる上澄みを貯槽T2から排出する排出工程とから構成され、この移送工程と排出工程とを同時に実施してもよい。また、前記移送工程の終了後に前記排出工程を行ってもよい。更に、移送工程と排出工程の間に、移送及び排出を行わず、粗ワックス留分を静置する静置工程を更に設けてもよい。粗ワックス留分中の触媒微粉末の捕集を確実に行うためには、触媒微粉末の捕集は移送工程、静置工程、及び排出工程からこの順に構成されることが好ましい。これらの具体的な操作方法については後述する。
 (工程S5)
 工程S5では、工程S3で分離した第1精留塔C4の塔底油であり触媒微粉末を含む粗ワックス留分のうち、工程S4で貯槽T2に移送されなかった残余分を、バイパスラインを形成するラインL12及びラインL16を通じて第1精留塔C4から水素化分解装置C6へ移送、及び/又は貯槽T2において触媒微粉末が沈降によりその底部に捕集された粗ワックス留分の上澄みを、移送ラインL14b(場合により移送ラインL14a及びラインL12)及びラインL16を通じて貯槽T2から水素化分解装置C6へ移送する。
 次に、工程S4及び工程S5において、第1精留塔C4の塔底から流出する粗ワックス留分について、その少なくとも一部を貯槽T2に移送して触媒微粉末の捕集を行い、触媒微粉末が捕集された粗ワックス留分の上澄み及び/又は貯槽T2に移送されなかった残余の粗ワックス留分を水素化分解装置C6に移送する具体的な方法について説明する。なお、水素化分解装置C6における粗ワックス留分の水素化分解(工程S6)は連続的に行われることが好ましく、そのためには、工程S5において、バイパスライン及び/又は貯槽T2からの移送ラインL14b(場合により移送ラインL14a及びラインL12)及びラインL16を通じた粗ワックス留分の水素化分解装置C6への移送は連続的に行われる必要がある。
 貯槽T2が単一の貯槽により構成される場合、第1精留塔の塔底から流出する粗ワックス留分の少なくとも一部をラインL12及び移送ラインL14aを通じて貯槽T2へ移送し(貯槽T2からの排出を同時に行わない。)、同時に残余の粗ワックス留分をバイパスライン(ラインL12及びラインL16)を通じて直接水素化分解装置C6へ移送してもよい。この場合、貯槽T2に粗ワックス留分を移送した後、又は更に静置を行った後、触媒微粉末が捕集された上澄みを貯槽T2から排出し、移送ラインL14b及びラインL16を通じて水素化分解装置C6へ移送する(図3(a)参照。)。なお、炭化水素油の製造システム100が移送ラインL14bを有せず移送ラインL14aのみを有する場合は、移送ラインL14bに代えて移送ラインL14aを用いて前記上澄みを排出し、更にラインL12及びラインL16を通じて、水素化分解装置C6へ移送する(図3(b)参照。)。
 また、第1精留塔C4の塔底から流出する粗ワックス留分の少なくとも一部をラインL12及び移送ラインL14aを通じて貯槽T2に移送し、同時に貯槽T2からラインL14bを通じて触媒微粉末が捕集された上澄みを排出し、更にラインL16を通じて水素化分解装置C6へ供給してもよい(図3(c)参照。)。この際に、第1精留塔C4の塔底から流出する粗ワックス留分のうち貯槽T2に移送されない残余分がある場合には、当該残余分をバイパスライン(ラインL12及びラインL16)を通じて水素化分解装置C6へ供給する。
 貯槽T2が並列に配設された2基の貯槽(第1の貯槽及び第2の貯槽)により構成される場合、例えば、以下のように当該2基の貯槽を切り替えて使用してもよい。すなわち、第1精留塔C4の塔底から第1の貯槽に粗ワックス留分を移送して貯留する(同時に第1の貯槽からの排出を行わない。)。第1の貯槽への粗ワックス留分の移送終了後、触媒微粉末が捕集された粗ワックス留分の上澄みを第1の貯槽から排出して移送ラインL14b及びラインL16を通じて水素化分解装置C6へ移送するのと同時に、第1精留塔C4の塔底から第2の貯槽に粗ワックス留分を移送して貯留する(同時に第2の貯槽からの排出を行わない。)。第2の貯槽への粗ワックス留分の移送終了後、触媒微粉末が捕集された粗ワックス留分の上澄みを第2の貯槽から排出して移送ラインL14b及びラインL16を通じて水素化分解装置C6へ移送するのと同時に、今度は第1精留塔C4の塔底から第1の貯槽に粗ワックス留分を移送して貯留する。以後同様に2基の貯槽を切り替えて、交互に移送・貯留及び排出を繰り返すことにより、連続的に触媒微粉末が捕集された粗ワックス留分の上澄みを水素化分解装置C6に供給することができる(図4(a)参照。)。この際に、第1精留塔C4の塔底から流出する粗ワックス留分のうち貯槽T2に移送されない残余分がある場合には、当該残余分をバイパスライン(ラインL12及びラインL16)を通じて水素化分解装置C6へ供給する。
 貯槽T2が並列に配設された3基の貯槽(第1の貯槽、第2の貯槽、及び第3の貯槽)から構成される場合、例えば、以下のように当該3基の貯槽を切り替えて使用してもよい。すなわち、第1の貯槽に粗ワックス留分を移送し(移送工程)、第2の貯槽では既に移送が終了した粗ワックス留分を静置して触媒微粉末を沈降させ(静置工程)、第3の貯槽では既に静置による触媒微粉末の沈降・捕集が終了した粗ワックス留分の上澄みを排出して水素化分解装置C6へ移送する(排出工程)。次に、粗ワックス留分の移送が完了した第1の貯槽において粗ワックス留分を静置して触媒微粉末を沈降させ(静置工程)、静置による触媒微粉末の沈降・捕集が完了した第2の貯槽において粗ワックス留分の上澄みを排出して水素化分解装置C6へ移送し(排出工程)、上澄みの排出が完了した第3の貯槽に、第1精留塔C4の塔底から粗ワックス留分を移送する(移送工程)。以後同様にして3基の貯槽を順次切り替えてそれぞれにおいて移送工程、静置工程、及び排出工程を繰り返すことにより、触媒微粉末が除去された粗ワックス留分を連続的に水素化分解装置C6に供給することができる(図4(b)参照。)。なお、この際に、第1精留塔C4の塔底から流出する粗ワックス留分のうち貯槽T2に移送されない残余分がある場合には、当該残余分をバイパスライン(ラインL12及びラインL16)を通じて水素化分解装置C6へ供給する。
 以上、本発明に係る炭化水素油の製造システム100において、貯槽T2がそれぞれ単独の貯槽、並列して配設される2基の貯槽、及び並列して配設される3基の貯槽から構成される実施形態の例、並びにそれらの各場合についてそれぞれ、本発明に係る炭化水素油の製造方法における工程S4及び工程S5の好ましい実施形態の例を述べたが、当該実施形態はこれらの例に限定されるものではない。例えば貯槽T2は並列に配設される4基以上の貯槽から構成されてもよいし、また、直列に配設される複数の貯槽、あるいは並列及び直接に配設される3基以上の貯槽から構成されてもよい。また、本発明に係る炭化水素油の製造方法における工程S4及び工程S5の実施形態は、第1精留塔C4の塔底から流出する粗ワックス留分が、バイパスライン及び/又は貯槽T2からの排出ラインを通じて連続的に水素化分解装置C6に供給され、且つ、貯槽T2において触媒微粉末が捕集される限りにおいて、特に限定されるものではない。
 (工程S6)
 工程S6では、工程S5において、貯槽T2から移送ラインL14b(場合により移送ラインL14a及びラインL12)及びラインL16を通じて水素化分解装置C6に移送された貯槽T2において触媒微粉末が捕集された粗ワックス留分の上澄み、及び/又は第1精留塔C4の塔底からバイパスライン(ラインL12及びL16)を通じて水素化分解装置C6に移送された触媒微粉末が除去されていない粗ワックス留分を、水素化分解装置C6において水素化分解する。工程S5により移送された粗ワックス留分は、ラインL16に接続される水素ガスの供給ライン(図示省略。)により供給される水素ガスとともに、ラインL16に設置された熱交換器H4により粗ワックス留分の水素化分解に必要な温度まで加熱された後、水素化分解装置C6へ供給されて水素化分解される。なお、水素化分解装置C6において水素化分解を十分に受けなかった粗ワックス留分(以下、場合により「未分解ワックス留分」という。)は、工程S9において第2精留塔C12の塔底油として回収され、ラインL38によりラインL12にリサイクルされ、ミキシングドラムD6において第1精留塔C4及び/又は貯槽T2からの粗ワックス留分と混合されて、水素化分解装置C6へ再び供給される。
 水素化分解装置C6の形式は特に限定されず、水素化分解触媒が充填された固定床流通式反応器が好ましく用いられる。反応器は単一であってもよく、また、複数の反応器が直列又は並列に配置されたものであってもよい。また、反応器内の触媒床は単一であってもよく、複数であってもよい。
 水素化分解装置C6に充填される水素化分解触媒としては公知の水素化分解触媒が用いられ、固体酸性を有する無機担体に、水素化活性を有する元素の周期表第8~10族に属する金属が担持された触媒が好ましく使用される。
 前記水素化分解触媒を構成する好適な固体酸性を有する無機担体としては、超安定Y型(USY)ゼオライト、Y型ゼオライト、モルデナイト及びβゼオライトなどの結晶性ゼオライト、並びに、シリカアルミナ、シリカジルコニア、及びアルミナボリアなどの耐熱性を有する無定形複合金属酸化物の中から選ばれる1種類以上の無機化合物から構成されるものが挙げられる。さらに、前記担体は、USYゼオライトと、シリカアルミナ、アルミナボリア及びシリカジルコニアの中から選ばれる1種以上の無定形複合金属酸化物とを含んで構成される組成物がより好ましく、USYゼオライトと、アルミナボリア及び/又はシリカアルミナとを含んで構成される組成物が更に好ましい。
 USYゼオライトは、Y型ゼオライトを水熱処理及び/又は酸処理により超安定化したものであり、Y型ゼオライトが本来有する細孔径が2nm以下のミクロ細孔と呼ばれる微細細孔構造に加え、2~10nmの範囲に細孔径を有する新たな細孔が形成されている。USYゼオライトの平均粒子径に特に制限はないが、好ましくは1.0μm以下、より好ましくは0.5μm以下である。また、USYゼオライトにおいて、シリカ/アルミナのモル比(アルミナに対するシリカのモル比)は10~200であることが好ましく、15~100であることがより好ましく、20~60であることが更に好ましい。
 また、前記担体は、結晶性ゼオライト0.1~80質量%と、耐熱性を有する無定形複合金属酸化物0.1~60質量%とを含んでいることが好ましい。
 前記担体は、上記固体酸性を有する無機化合物とバインダーとを含む担体組成物を成形した後、焼成することにより製造できる。固体酸性を有する無機化合物の配合割合は、担体全量を基準として1~70質量%であることが好ましく、2~60質量%であることがより好ましい。また、担体がUSYゼオライトを含んでいる場合、USYゼオライトの配合割合は、担体全体の質量を基準として0.1~10質量%であることが好ましく、0.5~5質量%であることがより好ましい。さらに、担体がUSYゼオライト及びアルミナボリアを含んでいる場合、USYゼオライトとアルミナボリアの配合比(USYゼオライト/アルミナボリア)は、質量比で0.03~1であることが好ましい。また、担体がUSYゼオライト及びシリカアルミナを含んでいる場合、USYゼオライトとシリカアルミナとの配合比(USYゼオライト/シリカアルミナ)は、質量比で0.03~1であることが好ましい。
 バインダーとしては、特に制限はないが、アルミナ、シリカ、チタニア、マグネシアが好ましく、アルミナがより好ましい。バインダーの配合量は、担体全体の質量を基準として20~98質量%であることが好ましく、30~96質量%であることがより好ましい。
 前記担体組成物を焼成する際の温度は、400~550℃の範囲内にあることが好ましく、470~530℃の範囲内であることがより好ましく、490~530℃の範囲内であることが更に好ましい。このような温度で焼成することにより、担体に十分な固体酸性及び機械的強度を付与することができる。
 前記担体に担持される水素化活性を有する周期表第8~10族の金属としては、具体的にはコバルト、ニッケル、ロジウム、パラジウム、イリジウム、白金などが挙げられる。これらのうち、ニッケル、パラジウム及び白金の中から選ばれる金属を1種単独又は2種以上組み合わせて用いることが好ましい。これらの金属は、含浸やイオン交換などの常法によって上述の担体に担持することができる。担持する金属量には特に制限はないが、金属の合計量が担体質量に対して0.1~3.0質量%であることが好ましい。なおここで元素の周期表とは、IUPAC(国際純正応用化学連合)の規定に基づく長周期型の元素の周期表をいう。
 水素化分解装置C6においては、粗ワックス留分及び未分解ワックス留分(概ねC21以上の炭化水素)の一部が水素化分解により概ねC20以下の炭化水素に転化されるが、更にその一部は、過剰な分解により目的とする中間留分(概ねC11~C20)よりも軽質なナフサ留分(概ねC~C10)、更にはC以下のガス状炭化水素に転化される。一方、粗ワックス留分及び未分解ワックス留分の一部は十分に水素化分解を受けず、概ねC21以上の未分解ワックス留分となる。水素化分解生成物の組成は使用する水素化分解触媒及び水素化分解反応条件により決定される。なおここで「水素化分解生成物」とは、特に断らない限り、未分解ワックス留分を含む水素化分解全生成物を指す。水素化分解反応条件を必要以上に厳しくすると水素化分解生成物中の未分解ワックス留分の含有量は低下するが、ナフサ留分以下の軽質分が増加して目的とする中間留分の収率が低下する。一方、水素化分解反応条件を必要以上に温和にすると、未分解ワックス留分が増加して中間留分収率が低下する。沸点が25℃以上の全分解生成物に対する沸点が25~360℃の分解生成物の比率(〔沸点が25~360℃である分解生成物の質量/25℃以上の全分解生成物の質量〕×100(%))を「分解率」とする場合、通常、この分解率が20~90%、好ましくは30~80%、更に好ましくは45~70%となるように反応条件が選択される。
 水素化分解装置C6においては、水素化分解反応と並行して、粗ワックス留分及び未分解ワックス留分、あるいはそれらの水素化分解生成物を構成するノルマルパラフィンの水素化異性化反応が進行し、イソパラフィンを生成する。当該水素化分解生成物を燃料油基材として使用する場合には、水素化異性化反応により生成するイソパラフィンは、その低温流動性の向上に寄与する成分であり、その生成率が高いことが好ましい。更に、粗ワックス留分中に含有されるFT合成反応の副生成物であるオレフィン類及びアルコール類等の含酸素化合物の除去も進行する。すなわち、オレフィン類は水素化によりパラフィン炭化水素に転化され、含酸素化合物は水素化脱酸素によりパラフィン炭化水素と水とに転化される。
 水素化分解装置C6における反応条件は限定されないが、次のような反応条件を選択することができる。すなわち、反応温度としては、180~400℃が挙げられるが、200~370℃が好ましく、250~350℃がより好ましく、280~350℃が特に好ましい。反応温度が400℃を越えると、軽質分への分解が進行して中間留分の収率が減少するだけでなく、生成物が着色し燃料油基材としての使用が制限される傾向にある。一方、反応温度が180℃を下回ると、水素化分解反応が十分に進行せず、中間留分の収率が減少するだけでなく、水素化異性化反応によるイソパラフィンの生成が抑制され、また、アルコール類等の含酸素化合物が十分に除去されずに残存する傾向にある。水素分圧としては0.5~12MPaが挙げられるが、1.0~5.0MPaが好ましい。水素分圧が0.5MPa未満の場合には水素化分解、水素化異性化等が十分に進行しない傾向にあり、一方、12MPaを超える場合は装置に高い耐圧性が要求され、設備コストが上昇する傾向にある。粗ワックス留分及び未分解ワックス留分の液空間速度(LHSV)としては0.1~10.0h-1が挙げられるが、0.3~3.5h-1が好ましい。LHSVが0.1h-1未満の場合には水素化分解が過度に進行し、また生産性が低下する傾向にあり、一方、10.0h-1を超える場合には、水素化分解、水素化異性化等が十分に進行しない傾向にある。水素/油比としては50~1000NL/Lが挙げられるが、70~800NL/Lが好ましい。水素/油比が50NL/L未満の場合には水素化分解、水素化異性化等が十分に進行しない傾向にあり、一方、1000NL/Lを超える場合には、大規模な水素供給装置等が必要となる傾向にある。
 水素化分解装置C6から流出する水素化分解生成物及び未反応の水素ガスは、この例では、気液分離器D8及び気液分離器D10において2段階で冷却、気液分離され、気液分離器D8からは未分解ワックス留分を含む比較的重質な液体炭化水素が、気液分離器D10からは水素ガス及びC4以下のガス状炭化水素を主として含むガス分と比較的軽質な液体炭化水素とが得られる。このような2段階の冷却、気液分離により、水素化分解生成物中に含まれる未分解ワックス留分の急冷による固化に伴うラインの閉塞等の発生を防止することができる。気液分離器D8及び気液分離器D10においてそれぞれ得られた液体炭化水素は、それぞれラインL28及びラインL26を通じてラインL32に合流する。気液分離器D12において分離された水素ガス及びC4以下のガス状炭化水素を主として含むガス分は、気液分離器D10とラインL18及びラインL20とを接続するライン(図示省略。)を通じて中間留分水素化精製装置C8及びナフサ留分水素化精製装置C10へ供給され、水素ガスが再利用される。
 (工程S7)
 工程S7では、第1精留塔C4からラインL18により抜き出された粗中間留分は、ラインL18に接続される水素ガスの供給ライン(図示省略。)により供給される水素ガスとともに、ラインL18に設置された熱交換器H6により粗中間留分の水素化精製に必要な温度まで加熱された後、中間留分水素化精製装置C8へ供給され、水素化精製される。
 中間留分水素化精製装置C8の形式は特に限定されず、水素化精製触媒が充填された固定床流通式反応器が好ましく用いられる。反応器は単一であってもよく、また、複数の反応器が直列又は並列に配置されたものであってもよい。また、反応器内の触媒床は単一であってもよく、複数であってもよい。
 中間留分水素化精製装置C8に用いる水素化精製触媒としては、石油精製等において水素化精製及び/又は水素化異性化に一般的に使用される触媒、すなわち無機担体に水素化能を有する活性金属が担持された触媒を用いることができる。
 水素化精製触媒を構成する活性金属としては、元素の周期表第6族、第8族、第9族及び第10族の金属からなる群より選ばれる1種以上の金属が用いられる。これらの金属の具体的な例としては、白金、パラジウム、ロジウム、ルテニウム、イリジウム、オスミウム等の貴金属、あるいはコバルト、ニッケル、モリブデン、タングステン、鉄などが挙げられ、好ましくは、白金、パラジウム、ニッケル、コバルト、モリブデン、タングステンであり、更に好ましくは白金、パラジウムである。また、これらの金属は複数種を組み合わせて用いることも好ましく、その場合の好ましい組み合わせとしては、白金-パラジウム、コバルト-モリブデン、ニッケル-モリブデン、ニッケル-コバルト-モリブデン、ニッケル-タングステン等が挙げられる。
 水素化精製触媒を構成する無機担体としては、例えば、アルミナ、シリカ、チタニア、ジルコニア、ボリア等の金属酸化物が挙げられる。これら金属酸化物は1種であってもよいし、2種以上の混合物あるいはシリカアルミナ、シリカジルコニア、アルミナジルコニア、アルミナボリア等の複合金属酸化物であってもよい。前記無機担体は、水素化精製と同時にノルマルパラフィンの水素化異性化を効率的に進行させるとの観点から、シリカアルミナ、シリカジルコニア、アルミナジルコニア、アルミナボリア等の固体酸性を有する複合金属酸化物であることが好ましい。また、無機担体には少量のゼオライトを含んでもよい。さらに前記無機担体は、担体の成型性及び機械的強度の向上を目的として、バインダーが配合されていてもよい。好ましいバインダーとしては、アルミナ、シリカ、マグネシア等が挙げられる。
 水素化精製触媒における活性金属の含有量としては、活性金属が上記の貴金属である場合には、金属原子として担体の質量基準で0.1~3質量%程度であることが好ましい。また、活性金属が上記の貴金属以外の金属である場合には、金属酸化物として担体の質量基準で2~50質量%程度であることが好ましい。活性金属の含有量が前記下限値未満の場合には、水素化精製及び水素化異性化が充分に進行しない傾向にある。一方、活性金属の含有量が前記上限値を超える場合には、活性金属の分散が低下して触媒の活性が低下する傾向となり、また触媒コストが上昇する。
 中間留分水素化精製装置C8における粗中間留分(概ねC11~C20であるノルマルパラフィンを主成分とする)の水素化精製では、粗中間留分に含まれるFT合成反応の副生成物であるオレフィン類を水素化してパラフィン炭化水素に転化する。また、アルコール類等の含酸素化合物を水素化脱酸素によりパラフィン炭化水素と水とに転化する。また、前記水素化精製と並行して、粗中間留分を構成するノルマルパラフィンの水素化異性化反応が進行し、イソパラフィンが生成する。当該中間留分を燃料油基材として使用する場合には、水素化異性化反応により生成するイソパラフィンは、その低温流動性の向上に寄与する成分であり、その生成率が高いことが好ましい。
 中間留分水素化精製装置C8における反応条件は限定されないが、次のような反応条件を選択することができる。すなわち、反応温度としては、180~400℃が挙げられるが、200~370℃が好ましく、250~350℃がより好ましく、280~350℃が特に好ましい。反応温度が400℃を越えると、軽質分への分解が進行して中間留分の収率が減少するだけでなく、生成物が着色する傾向にあり、燃料油基材としての使用が制限される傾向にある。一方、反応温度が180℃を下回ると、アルコール類等の含酸素化合物が十分に除去されずに残存し、また、水素化異性化反応によるイソパラフィンの生成が抑制される傾向にある。水素分圧としては0.5~12MPaが挙げられるが、1.0~5.0MPaが好ましい。水素分圧が0.5MPa未満の場合には水素化精製及び水素化異性化が十分に進行しない傾向にあり、一方、12MPaを超える場合には装置に高い耐圧性が要求され、設備コストが上昇する傾向にある。粗中間留分の液空間速度(LHSV)としては0.1~10.0h-1が挙げられるが、0.3~3.5h-1が好ましい。LHSVが0.1h-1未満の場合には軽質分への分解が進行して中間留分の収率が減少し、また生産性が低下する傾向にあり、一方、10.0h-1を超える場合には、水素化精製及び水素化異性化が十分に進行しない傾向にある。水素/油比としては50~1000NL/Lが挙げられるが、70~800NL/Lが好ましい。水素/油比が50NL/L未満の場合には水素化精製及び水素化異性化が十分に進行しない傾向にあり、一方、1000NL/Lを超える場合には、大規模な水素供給装置等が必要となる傾向にある。
 中間留分水素化精製装置C8の流出油は、ラインL30が接続される気液分離器D12において未反応の水素ガスを主に含むガス分が分離された後、ラインL32を通じて移送され、ラインL26により移送された液状のワックス留分の水素化分解生成物と合流する。気液分離器D12において分離された水素ガスを主として含むガス分は、水素化分解装置C6へ供給され、再利用される。
 (工程S8)
 工程S8では、第1精留塔C4からラインL20により抜き出された粗ナフサ留分は、ラインL20に接続される水素ガスの供給ライン(図示省略。)により供給される水素ガスとともに、ラインL20に設置された熱交換器H8により粗ナフサ留分の水素化精製に必要な温度まで加熱された後、ナフサ留分水素化精製装置C10へ供給され、水素化精製される。
 ナフサ留分水素化精製装置C10の形式は特に限定されず、水素化精製触媒が充填された固定床流通式反応器が好ましく用いられる。反応器は単一であってもよく、また、複数の反応器が直列又は並列に配置されたものであってもよい。また、反応器内の触媒床は単一であってもよく、複数であってもよい。
 ナフサ留分水素化精製装置C10に用いる水素化精製触媒は、粗中間留分の水素化精製に用いるものと同様の水素化精製触媒であってよい。
 ナフサ留分水素化精製装置C10における粗ナフサ留分(概ねC~C10であるノルマルパラフィンを主成分とする。)の水素化精製では、粗ナフサ留分中に含まれる不飽和炭化水素が水素化によりパラフィン炭化水素に転化される。また、粗ナフサ留分に含まれるアルコール類等の含酸素化合物が、水素化脱酸素によりパラフィン炭化水素と水とに転化される。なお、ナフサ留分は炭素数が小さいことに起因して、水素化異性化反応はあまり進行しない。
 ナフサ留分水素化精製装置C10における反応条件は限定されないが、上述の中間留分水素化精製装置C8における反応条件と同様の反応条件を選択することができる。
 ナフサ留分水素化精製装置C10の流出油は、ラインL34を通じて気液分離器D14に供給され、気液分離器D14において水素ガスを主成分とするガス分と液体炭化水素に分離される。分離されたガス分は水素化分解装置C6へ供給され、これに含まれる水素ガスが再利用される。一方、分離された液体炭化水素は、ラインL36を通じてナフサ・スタビライザーC14に移送される。また、この液体炭化水素の一部はラインL48を通じてナフサ留分水素化精製装置C10の上流のラインL20へリサイクルされる。粗ナフサ留分の水素化精製(オレフィン類の水素化及びアルコール類等の水素化脱酸素)における発熱量は大きいため、前記液体炭化水素の一部をナフサ留分水素化精製装置C10へリサイクルし、粗ナフサ留分を希釈することにより、ナフサ留分水素化精製装置C10における温度上昇が抑制される。
 ナフサ・スタビライザーC14においては、ナフサ留分水素化精製装置C10及び第2精留塔C12から供給された液体炭化水素を分留して、製品として炭素数がC~C10である精製されたナフサを得る。この精製されたナフサは、ナフサ・スタビライザーC14の塔底からラインL46を通じて貯槽T8に移送され貯留される。一方、ナフサ・スタビライザーC14の塔頂に接続されるラインL50からは、炭素数が所定数以下(C以下)である炭化水素を主成分とする炭化水素ガスが排出される。この炭化水素ガスは、製品対象外であるため、外部の燃焼設備(図示省略)に導入されて、燃焼された後に大気放出される。
 (工程S9)
 工程S9では、水素化分解装置C6の流出物から得られる液体炭化水素及び中間留分水素化精製装置C8の流出物から得られる液体炭化水素からなる混合油は、ラインL32に設置された熱交換器H10で加熱された後に、第2精留塔C12へ供給され、概ねC10以下である炭化水素と、灯油留分と、軽油留分と、未分解ワックス留分とに分留される。概ねC10以下の炭化水素は沸点が約150℃より低く、第2精留塔C12の塔頂からラインL44により抜き出される。灯油留分は沸点が約150~250℃であり、第2精留塔C12の中央部からラインL42により抜き出され、貯槽T6に貯留される。軽油留分は沸点が約250~360℃であり、第2精留塔C12の下部からラインL40により抜き出され、貯槽T4に貯留される。未分解ワックス留分は沸点が360℃を超え、第2精留塔C12の塔底から抜き出され、ラインL38により水素化分解装置C6の上流のラインL12にリサイクルされる。第2精留塔C12の塔頂から抜き出された概ねC10以下の炭化水素はラインL44及びL36によりナフサスタビライザーに供給され、ナフサ留分水素化精製装置C10より供給された液体炭化水素とともに分留される。
 以上、本発明に係る炭化水素油の製造方法及び製造システムの好適な実施形態について説明したが、本発明は必ずしも上述した実施形態に限定されるものではない。
 例えば、上記実施形態では、GTLプロセスとして、合成ガス製造の原料として天然ガスを用いたが、例えば、アスファルト、残油など、ガス状ではない炭化水素原料を用いてもよい。また、上記実施形態では、第1精留塔C4において粗ナフサ留分と、粗中間留分と粗ワックス留分との3つの留分に分留し、粗ナフサ留分と粗中間留分とをそれぞれ別の工程において水素化精製したが、粗ナフサ留分と粗中間留分を合わせた粗軽質留分と粗ワックス留分との2つの留分に分留し、粗軽質留分をひとつの工程において水素化精製してもよい。また、本実施形態では、第2精留塔C12において灯油留分と軽油留分とを別な留分として分留したが、これらをひとつの留分(中間留分)として分留してもよい。
 なお、上記実施形態により説明したように、第1精留塔C4の塔底から流出する触媒微粉末を含む粗ワックス留分の一部は、触媒微粉末の捕集・除去が行われることなく水素化分解装置C6に移送される場合がある。この場合、水素化分解装置C6に流入した触媒微粉末は水素化分解装置C6内に充填された水素化分解触媒の活性低下等の前述の問題を引き起こす可能性がある。しかし、第1精留塔C4の塔底から流出する触媒微粉末を含む粗ワックス留分の少なくとも一部は貯槽T2において触媒微粉末が捕集・除去されることから、当該触媒微粉末の捕集・除去が行われない場合と水素化分解装置C6の同一の累積通油量において比較した場合、水素化分解装置C6に流入する触媒微粉末の量を低減することができる。その結果、前述の問題が顕在化するまでの運転時間を延長することが可能となる。
 本発明によれば、FT合成反応に用いる触媒に由来する触媒微粉末がFT合成油のアップグレーディング工程の反応系へ流入することを効率的に抑制できる炭化水素油の製造方法及び製造システムを提供することが可能となる。
 T2・・・貯槽、C4・・・第1精留塔、C6・・・水素化分解装置、C8・・・中間留分水素化精製装置、C10・・・ナフサ留分水素化精製装置、C12・・・第2精留塔、L12、L16・・・バイパスライン、L14a、L14b・・・移送ライン、100・・・炭化水素油の製造システム。

Claims (4)

  1.  液体炭化水素と前記液体炭化水素中に懸濁した触媒とを含むスラリーを内部に保持するスラリー床反応器を用いたフィッシャー・トロプシュ合成反応により、前記触媒に由来する触媒微粉末を含有する炭化水素油を得る工程と、
     精留塔を用いて前記炭化水素油を少なくとも1種の留出油と前記触媒微粉末を含む塔底油とに分留する工程と、
     前記塔底油の少なくとも一部を貯槽に移送して、前記触媒微粉末を前記貯槽の底部に沈降させて捕集する工程と、
     前記塔底油の残余の前記精留塔から水素化分解装置への移送、及び/又は前記貯槽において触媒微粉末が捕集された前記塔底油の上澄みの前記貯槽から前記水素化分解装置への移送を行い、前記水素化分解装置を用いて前記塔底油の残余及び/又は前記塔底油の上澄みを水素化分解する工程と、
     を備える炭化水素油の製造方法。
  2.  前記貯槽が、前記底部に沈降した前記触媒微粉末の移動を抑制するための構造を前記底部に備えることを特徴とする、請求項1記載の炭化水素油の製造方法。
  3.  液体炭化水素と前記液体炭化水素中に懸濁した触媒とを含むスラリーを内部に保持するスラリー床反応器を有し、前記触媒に由来する触媒微粉末を含有する炭化水素油を得るためのフィッシャー・トロプシュ合成反応装置と、
     前記炭化水素油を少なくとも1種の留出油と塔底油とに分留するための精留塔と、
     前記塔底油の水素化分解を行うための水素化分解装置と、
     前記精留塔の塔底と前記水素化分解装置とを結ぶバイパスラインと、
     前記バイパスラインの分岐点から分枝する移送ラインと、
     前記移送ラインに接続され、前記触媒微粉末を底部に沈降させて捕集する貯槽と、
     を備える炭化水素油の製造システム。
  4.  前記貯槽が、前記底部に沈降した前記触媒微粉末の移動を抑制するための構造を前記底部に備えることを特徴とする、請求項3記載の炭化水素油の製造システム。
PCT/JP2011/068481 2010-08-19 2011-08-12 炭化水素油の製造方法及び炭化水素油の製造システム WO2012023527A1 (ja)

Priority Applications (8)

Application Number Priority Date Filing Date Title
BR112013003872A BR112013003872A2 (pt) 2010-08-19 2011-08-12 processo para a produção de óleo de hidrocarboneto e sistema para produção de óleo de hidrocarboneto
US13/817,247 US8906969B2 (en) 2010-08-19 2011-08-12 Process for producing hydrocarbon oil and system for producing hydrocarbon oil
AU2011291804A AU2011291804B2 (en) 2010-08-19 2011-08-12 Process for producing hydrocarbon oil and system for producing hydrocarbon oil
CA2806285A CA2806285C (en) 2010-08-19 2011-08-12 Process for producing hydrocarbon oil and system for producing hydrocarbon oil
EA201390250A EA023903B1 (ru) 2010-08-19 2011-08-12 Способ и система для изготовления углеводородного масла
CN201180050173.9A CN103228765B (zh) 2010-08-19 2011-08-12 烃油的制造方法及烃油的制造系统
EP11818169.2A EP2607454B1 (en) 2010-08-19 2011-08-12 Process and system for producing hydrocarbon oil
US14/478,433 US20140377142A1 (en) 2010-08-19 2014-09-05 Process for producing hydrocarbon oil and system for producing hydrocarbon oil

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2010-184085 2010-08-19
JP2010184085A JP5764307B2 (ja) 2010-08-19 2010-08-19 炭化水素油の製造方法及び炭化水素油の製造システム

Related Child Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
US13/817,247 A-371-Of-International US8906969B2 (en) 2010-08-19 2011-08-12 Process for producing hydrocarbon oil and system for producing hydrocarbon oil
US14/478,433 Division US20140377142A1 (en) 2010-08-19 2014-09-05 Process for producing hydrocarbon oil and system for producing hydrocarbon oil

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2012023527A1 true WO2012023527A1 (ja) 2012-02-23

Family

ID=45605181

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2011/068481 WO2012023527A1 (ja) 2010-08-19 2011-08-12 炭化水素油の製造方法及び炭化水素油の製造システム

Country Status (10)

Country Link
US (2) US8906969B2 (ja)
EP (1) EP2607454B1 (ja)
JP (1) JP5764307B2 (ja)
CN (1) CN103228765B (ja)
AU (1) AU2011291804B2 (ja)
BR (1) BR112013003872A2 (ja)
CA (1) CA2806285C (ja)
EA (1) EA023903B1 (ja)
MY (1) MY163361A (ja)
WO (1) WO2012023527A1 (ja)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2012096366A1 (ja) * 2011-01-13 2012-07-19 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 触媒回収システム、炭化水素合成反応装置、および炭化水素合成反応システム、並びに触媒回収方法

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5757704B2 (ja) 2010-08-19 2015-07-29 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 炭化水素油の製造方法及び炭化水素油の製造システム
KR101676632B1 (ko) * 2012-03-30 2016-11-16 제이엑스 에네루기 가부시키가이샤 윤활유 기유의 제조 방법
EP3144369A1 (de) * 2015-09-18 2017-03-22 Linde Aktiengesellschaft Verfahren und anlage zur trenntechnischen bearbeitung eines kohlenwasserstoffe und schwefelverbindungen enthaltenden stoffgemischs

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2004323626A (ja) * 2003-04-23 2004-11-18 Japan Energy Corp 環境対応燃料油とその製造方法
JP2006022283A (ja) * 2004-07-09 2006-01-26 Nippon Steel Corp 気泡塔型フィッシャー・トロプシュ合成スラリー床反応システム
WO2009041600A1 (ja) * 2007-09-27 2009-04-02 Nippon Steel Engineering Co., Ltd. 合成反応システム
WO2009113613A1 (ja) * 2008-03-14 2009-09-17 新日鉄エンジニアリング株式会社 炭化水素化合物の合成反応システム、及び粉化粒子の除去方法
JP2009221301A (ja) * 2008-03-14 2009-10-01 Japan Oil Gas & Metals National Corp Ft合成油中の微粉化したft触媒の選択的除去方法
WO2010038400A1 (ja) * 2008-09-30 2010-04-08 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 触媒分離システム

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH04340389A (ja) 1991-05-16 1992-11-26 Toshiba Corp 同期電動機の制御装置
US5827903A (en) 1996-01-31 1998-10-27 The United States Of America As Represented By The Department Of Energy Separation of catalyst from Fischer-Tropsch slurry
US6117814A (en) 1998-02-10 2000-09-12 Exxon Research And Engineering Co. Titania catalysts their preparation and use in fischer-tropsch synthesis
FR2826295B1 (fr) 2001-06-25 2003-09-26 Inst Francais Du Petrole Dispositif et procede optimisant la circulation d'une suspension dans une installation comprenant un reacteur triphasique
US6890588B2 (en) * 2002-09-05 2005-05-10 Intel Corporation Method and apparatus for applying a gel
FR2850393B1 (fr) 2003-01-27 2005-03-04 Inst Francais Du Petrole Procede de production de distillats moyens par hydroisomerisation et hydrocraquage de charges issues du procede fischer-tropsch
US8022108B2 (en) 2003-07-02 2011-09-20 Chevron U.S.A. Inc. Acid treatment of a fischer-tropsch derived hydrocarbon stream
US7488760B2 (en) 2003-07-15 2009-02-10 Sasol Technology (Proprietary) (Limited) Process for separating a catalyst from a liquid
US7375143B2 (en) * 2004-11-22 2008-05-20 Conocophillips Company Catalyst recover from a slurry
EA201070959A1 (ru) 2008-03-14 2011-02-28 Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн Способ селективного удаления катализатора из синтетической сырой нефти фишера-тропша и способ повторного использования удаленного катализатора
JP5294664B2 (ja) 2008-03-14 2013-09-18 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 Ft合成油中の失活したft触媒の選択的除去方法
JP5294661B2 (ja) 2008-03-14 2013-09-18 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 Ft合成油中の磁性粒子の除去方法
BRPI0920753A2 (pt) 2008-09-30 2019-09-24 Japan Oil, Gas And Metals National Corporation unidade de reacao de sintese de composto hidrocarboneto e metodo operacional da mesma
JP5757704B2 (ja) 2010-08-19 2015-07-29 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 炭化水素油の製造方法及び炭化水素油の製造システム

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2004323626A (ja) * 2003-04-23 2004-11-18 Japan Energy Corp 環境対応燃料油とその製造方法
JP2006022283A (ja) * 2004-07-09 2006-01-26 Nippon Steel Corp 気泡塔型フィッシャー・トロプシュ合成スラリー床反応システム
WO2009041600A1 (ja) * 2007-09-27 2009-04-02 Nippon Steel Engineering Co., Ltd. 合成反応システム
WO2009113613A1 (ja) * 2008-03-14 2009-09-17 新日鉄エンジニアリング株式会社 炭化水素化合物の合成反応システム、及び粉化粒子の除去方法
JP2009221301A (ja) * 2008-03-14 2009-10-01 Japan Oil Gas & Metals National Corp Ft合成油中の微粉化したft触媒の選択的除去方法
WO2010038400A1 (ja) * 2008-09-30 2010-04-08 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 触媒分離システム

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See also references of EP2607454A4 *

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2012096366A1 (ja) * 2011-01-13 2012-07-19 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 触媒回収システム、炭化水素合成反応装置、および炭化水素合成反応システム、並びに触媒回収方法
EA022647B1 (ru) * 2011-01-13 2016-02-29 Джэпэн Ойл, Гэз Энд Металз Нэшнл Корпорейшн Система извлечения катализатора, устройство для реакции синтеза углеводородов, реакционная система для синтеза углеводородов и способ извлечения катализатора
US9776160B2 (en) 2011-01-13 2017-10-03 Japan Oil, Gas And Metals National Corporation Catalyst recovery system, hydrocarbon synthesis reaction apparatus, hydrocarbon synthesis reaction system, and catalyst recovery process

Also Published As

Publication number Publication date
JP2012041450A (ja) 2012-03-01
AU2011291804B2 (en) 2016-03-10
CA2806285C (en) 2016-12-06
MY163361A (en) 2017-09-15
BR112013003872A2 (pt) 2016-06-07
EA023903B1 (ru) 2016-07-29
CN103228765B (zh) 2015-07-22
EP2607454A4 (en) 2014-04-30
EP2607454B1 (en) 2015-10-07
CA2806285A1 (en) 2012-02-23
EP2607454A1 (en) 2013-06-26
US8906969B2 (en) 2014-12-09
US20140377142A1 (en) 2014-12-25
US20130143971A1 (en) 2013-06-06
EA201390250A1 (ru) 2013-07-30
AU2011291804A1 (en) 2013-02-14
CN103228765A (zh) 2013-07-31
JP5764307B2 (ja) 2015-08-19

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5808559B2 (ja) 炭化水素油の製造方法、フィッシャー・トロプシュ合成反応装置及び炭化水素油の製造システム
EP2692834B1 (en) Method for producing hydrocarbon
JP5757704B2 (ja) 炭化水素油の製造方法及び炭化水素油の製造システム
JP5764307B2 (ja) 炭化水素油の製造方法及び炭化水素油の製造システム
JP5730102B2 (ja) 気泡塔型スラリー床反応器のスタートアップ方法及びスタートアップ用溶媒並びに炭化水素油の製造方法
EA032165B1 (ru) Аппарат для осуществления реакции синтеза углеводородов
JP5730103B2 (ja) 灯油基材の製造方法及び灯油基材
JP5904703B2 (ja) 反応器の洗浄方法
EP2479241A1 (en) Method for producing hydrocarbon oil and synthetic reaction system
US20120004329A1 (en) Liquid fuel producing method and liquid fuel producing system
JP5990389B2 (ja) 炭化水素油の製造方法、気泡塔型スラリー床反応装置及び炭化水素油の製造システム
JP5703096B2 (ja) スラリー中の微粒子含有量の見積もり方法及び炭化水素油の製造方法

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 11818169

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2806285

Country of ref document: CA

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2011291804

Country of ref document: AU

Date of ref document: 20110812

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 13817247

Country of ref document: US

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2011818169

Country of ref document: EP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 201390250

Country of ref document: EA

REG Reference to national code

Ref country code: BR

Ref legal event code: B01A

Ref document number: 112013003872

Country of ref document: BR

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 112013003872

Country of ref document: BR

Kind code of ref document: A2

Effective date: 20130219